FR2928719A1 - Procede segmente de production de gaz naturel liquefie. - Google Patents
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Abstract
L'invention concerne une installation de production de gaz naturel liquéfié, comprenant :- une installation à terre (6) comprenant une unité de traitement de gaz naturel, ladite unité de traitement de gaz naturel comprenant une unité de séchage de gaz naturel ;- une installation en mer (1) comprenant une unité de refroidissement et de liquéfaction de gaz naturel (2) et une unité de stockage de gaz naturel liquéfié ; etau moins une conduite de gaz naturel traité (5), adaptée au transport du gaz naturel depuis l'installation à terre (6) vers l'installation en mer (1).L'invention concerne aussi un procédé de production de gaz naturel liquéfié mis en oeuvre dans cette installation.
Description
1 PROCEDE SEGMENTE DE PRODUCTION DE GAZ NATUREL LIQUEFIE DOMAINE DE L'INVENTION La présente invention concerne un procédé segmenté de production de gaz naturel liquéfié, ainsi qu'une installation permettant de mettre en œuvre ce procédé.
ARRIERE-PLAN TECHNIQUE L'objet des usines de production de Gaz Naturel Liquéfié (GNL) est de liquéfier le gaz dans le but de le rendre transportable par des navires méthaniers. Ces derniers sont des bâtiments de grande taille d'un volume courant de 135 000 m3, de 300 rn de long et d'un tirant d'eau de 15 à 20 m. L'accostage de ces navires requiert des conditions particulières de profondeur d'eau ainsi que d'état de la mer. Dans le cas d'une côte très plate ainsi qu'on en rencontre fréquemment le long du Golfe de Guinée, du Nigéria à l'Angola et à la Namibie, la pente du fond de la mer est si faible (de l'ordre de 1 m par km) qu'il peut être nécessaire de s'avancer de plusieurs kilomètres en mer avant de trouver une profondeur d'eau permettant l'approche des méthaniers. Ceci pose problème, puisque les usines de production de GNL sont en principe situées sur la côte. Le chargement, comme d'ailleurs le déchargement du GNL, se fait par l'intermédiaire de bras articulés qui ne peuvent autoriser que des mouvements relatifs limités entre le ponton et le méthanier. Il s'ensuit que les points d'accostage des méthaniers imposent des conditions qui ne sont pas satisfaites partout. En d'autres termes, le transfert du GNL de l'usine de liquéfaction vers le
R: Brevets 27100 2'J 23ù 080307-te.te depot_dvc- I I ) mars 2008 méthanier est un enjeu majeur des coûts et de la faisabilité des projets. La solution la plus classique aujourd'hui pour les usines de liquéfaction de gaz consiste, que le gisement soit à terre ou en mer, à amener le gaz à l'usine située à terre sur la côte, par pipeline. Le gaz y est liquéfié et chargé sur les méthaniers. L'emplacement de l'usine est largement tributaire de la possibilité d'y installer une jetée de chargement protégée ou non par un port ou une digue. Ce schéma est celui qui prévaut au Qatar où le gaz est acheminé à l'usine depuis les champs offshore par des pipelines sous-marins, en Indonésie ou encore au Nigéria où les usines sont alimentées par des pipelines terrestres. Cette solution est toutefois parfois particulièrement onéreuse car elle nécessite dragage et construction de jetée. Par exemple, au Qatar, la construction du deuxième port méthanier commun aux installations de Ras Lafan et de Qatar Gas a nécessité un dragage de 25x106 m3 de calcaire, l'extraction et le remblai de 18x106 tonnes de pierres et la construction d'un million de tonnes de blocs de béton pour un montant de 2x109 dollars. Un autre inconvénient de cette méthode conventionnelle réside dans le coût élevé des tuyauteries cryogéniques en acier inoxydable pour transporter le GNL des bacs vers les méthaniers. Toujours à titre d'exemple, les jetées de Shell à Brunei et de l'usine d'Idku en Egypte atteignent respectivement 4,5 et 2,5 km. Par ailleurs, des longueurs importantes de tuyauteries cryogéniques engendrent une vaporisation relativement importante du GNL qui y circule, gaz qu'il faut liquéfier à nouveau. Afin d'éviter la pose d'un pipeline sous-marin depuis le champ offshore et la construction d'un port, il a également été suggéré de liquéfier le gaz en mer. L'une des études les plus poussées est le projet Azure réunissait 9 sociétés sous la direction de Bouygues Off-shore. Les principales caractéristiques de ce projet
K Brevets 2710027128ù 080307-texte depotdoc- 10 mars 2008 3 sont décrites dans The challenges of floating facilities, Sheffield et al., GPA Spring meeting 2001. Un autre compte-rendu sur cette thématique a été par exemple présenté dans Commercial and technical considerations in the developments of offshore liquefaction plant, Chen-Hwa Chiu, 23rd World gas conference, Amsterdam 2006. Dans cette optique, l'ensemble de la production de GNL serait réalisée sur support flottant. Cependant, l'installation de la totalité des installations en mer rend très difficile la production de gaz soufrés pour lesquels la mise en place d'unités de traitement volumineuses est nécessaire, en particulier une unité de production de soufre de type Claus. En outre, la présence constante d'H2S nécessite le maintien d'une sécurité difficile à assurer en mer. Probablement pour ces raisons, aucun système de liquéfaction off-shore n'est à ce jour opérationnel. Dans Major advantages to siting LNG plant offshore (Chris Dubar et al., Offshore, août 1998), une autre architecture est proposée. Devant l'aspect inhospitalier de la côte du Timor au nord ouest de l'Australie et en vue d'éviter une liquéfaction sur support flottant, les auteurs décrivent un premier prétraitement du gaz en mer sur champ. Le premier prétraitement consiste à isoler la phase liquide toujours présente dans les gaz sortant des puits, à savoir les hydrocarbures liquides et l'eau du gisement. La phase liquide est principalement séparée du gaz pour garantir le transport du gaz sans formation d'hydrates. Le gaz ainsi traité est ensuite envoyé par pipeline vers une barge béton échouée à proximité de la terre, mais toujours en mer. Sur la barge béton, le gaz subit un second prétraitement, à savoir l'extraction des gaz acides et le séchage. A l'issue du second prétraitement, le gaz est liquéfié et stocké sur la barge béton, laquelle remplit également la fonction de port de chargement. Cette architecture présente l'inconvénient de dupliquer plusieurs installations lourdes sur deux sites.
R_ Brevets 2710027128ù 080307-teste depot_doc- 1O mars 2008 Par exemple, la génération d'électricité à partir de turbines à gaz est nécessaire au premier et au second prétraitement. Enfin, Chris Dubar et al. n'évoquent pas la possibilité d'expédier la totalité des effluents dans le pipe-line sans prétraitement, c'est-à-dire les schémas humides. De toute façon, quel que soit le schéma proposé dans l'état de la technique, les coûts relatifs à l'implantation d'une usine complète de production de GNL (assurant l'ensemble du traitement du gaz) sur un ou des supports en pleine mer sont extrêmement élevés. Il existe donc un réel besoin de fournir un procédé de production de GNL plus simple et moins onéreux, susceptible de fournir du GNL directement de manière accessible aux méthaniers.
RESUME DE L'INVENTION L'invention concerne en premier lieu un procédé de 20 production de gaz naturel liquéfié, comprenant les étapes suivantes . traitement de gaz naturel, dans une installation à terre, comprenant une étape de séchage du gaz naturel ; transport du gaz naturel traité, dans au moins une conduite de gaz naturel traité, jusqu'à une installation en mer ; refroidissement et liquéfaction du gaz naturel traité dans l'installation en mer ; stockage du gaz naturel liquéfié dans l'installation en mer. Selon un mode de réalisation, le procédé comprend l'une des étapes préliminaires suivantes : extraction de gaz naturel dans un gisement situé à terre ; ou extraction de gaz naturel dans un gisement situé en mer et transport du gaz naturel extrait vers
R_ Brevets 2710027128ù080307-teste depot doc- 10 mars 2008 25 30 35 l'installation à terre dans au moins une conduite de gaz naturel brut. Selon un mode de réalisation, le traitement du gaz naturel dans l'installation à terre comprend au moins 5 une, de préférence au moins deux, des étapes parmi les étapes suivantes . une étape de stabilisation des condensats ; une étape de purification des gaz acides, de préférence par lavage avec une solution comprenant une amine ; une étape de séchage ; et une étape de démercurisation. Selon un mode de réalisation, le traitement du gaz naturel dans l'installation à terre comprend en outre une étape d'extraction des hydrocarbures lourds ; ou le refroidissement et la liquéfaction du gaz naturel traité dans l'installation en mer comprennent une étape préalable d'extraction des hydrocarbures lourds. Selon un mode de réalisation, le transport du gaz naturel est effectué à une température comprise entre 0°C et 40°C, de préférence entre 15 et 30°C et à une pression comprise entre 40 et 100 bars, de préférence entre 60 et 80 bars. Selon un mode de réalisation, le procédé comprend, à l'issue du stockage, une étape de chargement du gaz naturel liquéfié vers un navire méthanier, depuis l'installation en mer. Selon un mode de réalisation, l'étape de chargement du gaz naturel liquéfié est mise en œuvre dans des conditions de profondeur d'eau comprise entre 15 et 40 m, de préférence entre 25 et 28 m. Selon un mode de réalisation, le procédé comprend, à l'issue de l'étape de chargement du gaz naturel liquéfié, une étape de transport du gaz naturel liquéfié par le navire méthanier, et une étape de déchargement du gaz naturel liquéfié dans un terminal de réception de gaz naturel liquéfié.
R Brevets 27100 27128ù 080307-myic depot dm:- 10 mars 2008 6 L'invention concerne également une installation de production de gaz naturel liquéfié, comprenant : une installation à terre comprenant une unité de traitement de gaz naturel, ladite unité de traitement de gaz naturel comprenant une unité de séchage de gaz naturel ; une installation en mer comprenant une unité de refroidissement et de liquéfaction de gaz naturel et une unité de stockage de gaz naturel liquéfié ; et au moins une conduite de gaz naturel traité, adaptée au transport du gaz naturel depuis l'installation à terre vers l'installation en mer. Selon un mode de réalisation, l'unité de refroidissement et de liquéfaction de gaz naturel comprend un cycle de réfrigération à l'azote. Selon un mode de réalisation, l'installation comprend . une unité d'extraction de gaz naturel à terre ; ou une unité d'extraction de gaz naturel en mer et au moins une conduite sous-marine de gaz naturel brut, adaptée au transport du gaz naturel depuis l'unité d'extraction vers l'installation à terre. Selon un mode de réalisation, l'unité de traitement de gaz naturel comprend en outre au moins une, de préférence au moins deux, des unités suivantes : 30 une unité de stabilisation des condensats ; une unité de purification des gaz acides, de préférence par lavage avec une solution d'amine ; une unité de séchage ; et 35 une unité de démercurisation. Selon un mode de réalisation, l'unité de traitement de gaz naturel comprend en outre une unité d'extraction des hydrocarbures lourds ; ou dans laquelle l'unité de
R Bre et, 1100 2-128 -(i30807-msIe depot Ms:- 10 mars 2008 10 15 20 25 7 refroidissement et de liquéfaction de gaz naturel comprend une unité d'extraction des hydrocarbures lourds. Selon un mode de réalisation, la conduite de gaz naturel traité est un pipeline sous-marin ou est intégrée 5 dans une jetée. Selon un mode de réalisation, l'installation en mer comprend : un ou plusieurs éléments fixés solidairement au fond marin, choisis parmi une barge échouée, une 10 plate-forme, un appontement ; et éventuellement un support flottant. Selon un mode de réalisation, l'installation en mer comprend en outre une zone de chargement du gaz naturel liquéfié vers des navires méthaniers, ladite zone de 15 chargement étant de préférence prévue sur, ou solidairement fixée à, un élément fixé solidairement au fond marin. Selon un mode de réalisation, l'installation selon l'invention comprend moins d'environ 200 mètres, par 20 exemple entre 50 et 200 mètres, de conduites transportant du gaz naturel liquéfié. Selon un mode de réalisation, l'installation en mer est alimentée en électricité au moyen d'au moins un câble électrique provenant de la terre. 25 L'invention concerne également l'utilisation d'une installation en mer pour refroidir, liquéfier et stocker du gaz naturel qui a été préalablement traité, et notamment séché, dans une installation à terre. La présente invention permet de surmonter les 30 inconvénients de l'état de la technique. Elle fournit plus particulièrement un procédé de production de GNL plus simple et moins onéreux, susceptible de fournir du GNL directement de manière accessible aux méthaniers. Ceci est accompli principalement grâce à la 35 segmentation du procédé de production de GNL (et de l'installation associée), avec une partie du procédé effectuée à terre (le traitement du gaz préalable au refroidissement / à la liquéfaction) et une autre partie
R 13recets 27100 27128ù080307-texte_ depotdoc- 10 mars 2008 8 du procédé effectuée en mer (le refroidissement, la liquéfaction et le stockage). Cette segmentation du procédé entre d'une part les unités fonctionnant à température ambiante et d'autre part les unités cryogéniques permet de réduire la surface nécessaire pour l'installation en mer. Ainsi la liquéfaction en mer devient effectivement réalisable techniquement et économiquement. Plus précisément, par rapport à l'état de la technique selon lequel la liquéfaction est réalisée à terre, on évite ici la pose de longues conduites de transport de GNL en acier inoxydable, très onéreuses. Seules des conduites classiques de transport de gaz naturel (en acier carbone) sont utilisées ici. On évite par la même occasion les problèmes liés à la vaporisation du GNL dans les longues conduites de GNL proposées dans l'art antérieur. De plus, le chargement des méthaniers peut être effectué sans prévoir préalablement la construction de structures portuaires massives, notamment dans le cas des côtes à faible dénivelé sous-marin. D'autre part, par rapport à l'état de la technique selon lequel l'ensemble du traitement et de la liquéfaction du gaz est réalisé en mer, on dispose ici directement à terre d'une partie du gaz (par exemple pour alimenter une centrale électrique associée) ainsi que des condensats destinés à une unité de raffinage (dans le mode de réalisation où une unité d'extraction des hydrocarbures lourds est prévue à terre). Il n'y a donc pas à prévoir une ligne de retour sur terre d'une partie du gaz et/ou des condensats. En outre, l'invention permet l'utilisation de schémas humides dans lesquels la totalité des effluents de puits est envoyée par pipeline à terre sans séparation en pleine mer. En effet, on dispose à terre de la place nécessaire à l'installation de gros slug catchers , lesquels sont pratiquement impossibles à disposer sur une barge. Les installations en mer se limitent ainsi à des plateformes puits beaucoup moins onéreuses. Ces schémas humides sont
R Brevets 2710027128--080307-teste depot_doc- 10 mars 2008 9 particulièrement économiques. De plus, à terre, l'installation d'unités de production de soufre est possible. Enfin, on évite la duplication des services d'électricité, car la distance entre la côte et l'installation en mer d'une part (qui peut en général être inférieure à 20 km), et la hauteur d'eau d'autre part, sont suffisamment faibles pour permettre l'alimentation de l'installation en mer au moyen d'un câble électrique provenant de la terre. En outre, l'invention présente également les caractéristiques avantageuses énumérées ci-dessous. Selon les modes de réalisation dans lesquels le GNL est chargé sur les méthaniers depuis une 15 structure fixe de l'installation en mer, le transfert du GNL est facilité en comparaison avec les structures flottantes d'usine de liquéfaction proposées dans l'état de la technique. En effet le transfert du GNL en mer depuis une plate-forme 20 flottante vers les méthaniers est problématique et dépend de technologies délicates (bras articulés de chargement ou flexibles/joints cryogéniques capables de supporter les températures très basses du GNL). En revanche, 25 dans le cadre de la présente invention, l'utilisation des technologies existantes (bras articulés de chargement ou flexibles/joints cryogéniques) pour un tel transfert en mer est réellement possible. Selon certains modes de réalisation, l'invention permet de combiner dans une même structure à la fois une installation de type portuaire en béton et une installation de stockage cryogénique, ce qui réduit les coûts. De manière générale, le séchage du gaz naturel à terre permet que la conduite de gaz naturel traité, reliant l'installation à terre à l'installation en mer et transportant un gaz
R: Brevets 2710027128ù 080307-leste depotdoc- 10 mars 2008 30 35 10 propre et sec, ne soit pas soumise à la corrosion. De manière générale, la localisation en mer de l'unité de liquéfaction permet d'utiliser de manière pratique de l'eau pour le refroidissement. Dans une usine de liquéfaction, la liquéfaction proprement dite consomme environ 80 % des besoins en refroidissement. En localisant la liquéfaction en mer, on réalise des liaisons d'eau de refroidissement particulièrement courtes par rapport à une usine à terre, ce qui permet de substantielles économies sur ce réseau. Plus particulièrement, le pompage de l'eau est facilité par rapport à une usine de liquéfaction côtière, et la température de l'eau est inférieure à celle de l'eau de surface disponible au voisinage immédiat des côtes, ce qui est avantageux dans le cadre du processus de liquéfaction. 20 BREVE DESCRIPTION DES FIGURES La figure 1 représente un mode de réalisation de l'installation selon l'invention. La figure 2 représente un autre mode de réalisation 25 de l'installation selon l'invention. La figure 3 représente un autre mode de réalisation de l'installation selon l'invention. La figure 4 représente un autre mode de réalisation de l'installation selon l'invention. 30 DESCRIPTION DE MODES DE REALISATION DE L'INVENTION L'invention est maintenant décrite plus en détail et de façon non limitative dans la description qui suit.
35 Installation de production de GNL Selon un premier mode de réalisation de l'invention, et en faisant référence à la figure 1, l'installation de production de GNL est mise en place de part et d'autre
R: Brevets 2 7 1 00 27128ù080307-texte _depol.doc- 10 mars 2008 10 15 11 d'une côte 8 ; elle comprend une installation à terre 6 et une installation en mer 1. De manière générale, dans le cadre de la présente demande, on entend par installation en mer une installation entourée d'eau de mer dans toutes les directions, et par installation à terre une installation positionnée sur la terre, de préférence à proximité de la côte. De préférence l'installation en mer est située à une distance de la côte telle que la profondeur de l'eau soit comprise entre 15 et 40 m (notamment entre 20 et 30 m, par exemple entre 25 et 28 m) ; typiquement, l'installation en mer est située à une distance comprise entre 2 et 30 km de la côte (par exemple entre 10 et 20 km). L'installation à terre 6 comprend en particulier une unité de traitement de gaz naturel. Cette unité de traitement de gaz naturel est alimentée en entrée par une conduite de gaz naturel brut, issue d'une zone d'extraction (non représentée). Si le gisement et la zone d'extraction sont situés en mer, la conduite de gaz naturel brut est une conduite sous-marine de gaz naturel brut 7, qui franchit la côte 8 au point 9. Dans ce cas, la distance entre la zone d'extraction et la côte peut être supérieure à 20 km, de préférence supérieure à 50 km, supérieure à 100 km, voire supérieure à 200 km. Si le gisement et la zone d'extraction sont situés à l'intérieur des terres, la conduite de gaz naturel brut est une conduite terrestre de gaz naturel brut 10.
L'unité de traitement de gaz naturel comprend une unité de réception pour la séparation et la stabilisation des condensats (de type slug catcher ), le plus souvent une unité d'extraction des gaz acides (par exemple une unité de lavage aux amines), une unité de séchage du gaz naturel (comprenant un système de tamis moléculaire éventuellement précédé d'un système de séchage au glycol), et optionnellement une unité de capture des vapeurs de mercure (démercurisation) lorsque
R: Brevets27100.27128-080307-texte depot.doc- 10 mais 2008 12 le gaz naturel contient une teneur non-négligeable en mercure, étant donné que le mercure est susceptible de réagir avec l'aluminium en présence de dioxygène et donc d'endommager des éléments de tuyauterie.
Une conduite de gaz naturel traité 5 relie l'installation à terre 6 à l'installation en mer 1. Il peut s'agir d'une conduite aménagée dans une jetée ou d'un pipeline sous-marin. Le système de la jetée est préféré lorsque la distance à parcourir est courte, et celui du pipeline sous-marin est préféré lorsque la distance à parcourir est grande. Par jetée on entend de préférence une structure métallique servant de support à la conduite de gaz naturel traité 5, l'eau de mer pouvant traverser librement ladite jetée (c'est-à-dire, que la jetée ne constitue pas une digue faisant obstacle à l'eau). L'installation en mer 1 est constituée d'une barge échouée, qui repose sur le fond marin. Cette barge échouée supporte une unité de refroidissement et de liquéfaction de gaz naturel 2, ainsi qu'une unité de stockage de GNL. Selon un mode de réalisation préféré, l'installation en mer 1 supporte l'unité de refroidissement et de liquéfaction de gaz naturel 2 sur un pont, et l'unité de stockage est située au-dessous (non visible sur la figure 1), de sorte que le GNL peut couler directement depuis l'unité de refroidissement et de liquéfaction de gaz naturel 2 dans l'unité de stockage. L'unité de refroidissement et de liquéfaction de gaz naturel 2 comprend une torche 3 qui peut être déportée. L'installation en mer 1 comprend également une zone de chargement du gaz naturel liquéfié, qui est adaptée à recevoir un méthanier 4 pour accostage. Ainsi, l'installation en mer 1 fait office de port artificiel pour protéger le navire de la houle et des vagues venues du large. Par conséquent, on adopte de préférence une forme parallélépipédique pour la barge, afin de former une digue.
R Brevets 2 71 00 2 71 28--080307-texte depot_dnc- 10 man 2008 13 La barge est échouée à une distance de la côte telle que la profondeur d'eau est au moins égale au tirant d'eau des méthaniers (complété par une marge de sécurité). Cette condition détermine la distance à la côte de la barge. La barge échouée peut être fabriquée dans un chantier naval, ce qui minimise grandement les coûts en comparaison de la construction in situ d'une longue digue, sans compter que le volume nécessaire (de béton par exemple) est bien moindre. Selon un deuxième mode de réalisation de l'invention, et en faisant référence à la figure 2, l'installation de production de GNL est mise en place de part et d'autre d'une côte 108 ; elle comprend une installation à terre 106 (qui comprend une unité de traitement de gaz naturel) et une installation en mer. L'unité de traitement de gaz naturel est alimentée en entrée par une conduite de gaz naturel brut, issue d'une zone d'extraction (non représentée), qui est soit une conduite sous-marine de gaz naturel brut 107 (franchissant la côte 108 au point 109), soit une conduite terrestre de gaz naturel brut 110. Une conduite de gaz naturel traité 105 relie l'installation à terre 106 à l'installation en mer.
Selon ce mode de réalisation, l'installation en mer comprend une barge échouée 101 et une plate-forme fixée solidairement au fond marin 111 (qui peut être une plate-forme en béton ou une structure métallique ou jacket posée au fond de l'eau) ; ces deux éléments sont reliés par une passerelle de liaison 112. La plate-forme fixée solidairement au fond marin 111 supporte une unité de refroidissement et de liquéfaction du gaz naturel 102 (avec une torche 103 éventuellement déportée). La barge 101 supporte quant à elle une unité de stockage de GNL ainsi qu'une zone de chargement du gaz naturel liquéfié adaptée à l'accostage d'un méthanier 104. R: Brevets' 27100 271 2 8ù080307-teste depotdoc-10mars 2008 14 La passerelle de liaison 112 assure l'écoulement du GNL vers les stockages situés sur la barge 101 et le retour des vapeurs de bac vers les unités procédé. Ce deuxième mode de réalisation réalise une séparation entre les équipements de liquéfaction du gaz et les équipements de stockage. Ceci permet de maintenir une distance de sécurité entre ces équipements de liquéfaction et les équipements de stockage. Cette configuration est particulièrement adaptée à l'utilisation de cycles frigorifiques basés sur des hydrocarbures. Dans ces deux premiers modes de réalisation, la barge béton combine les fonctions de stockage, de poste de chargement et de digue de protection du navire accosté et éventuellement de support des installations de liquéfaction. Cette configuration est particulièrement adaptée lorsque les conditions de mer imposent que le navire au poste de chargement soit protégé de la houle et des vagues. Toutefois, les conditions de mer peuvent être localement suffisamment calmes pour permettre le chargement du navire sans protection particulière, rendant superflue la fonction digue de la barge utilisée dans les deux premiers modes de réalisation. L'abandon de cette fonction libère donc l'architecture des installations en mer d'une contrainte et offre des possibilités de réalisation à moindre coût, qui font l'objet du troisième et du quatrième mode de réalisation. Selon un troisième mode de réalisation de l'invention, et en faisant référence à la figure 3, l'installation de production de GNL est mise en place de part et d'autre d'une côte 208 ; elle comprend une installation à terre 206 (qui comprend une unité de traitement de gaz naturel) et une installation en mer. L'unité de traitement de gaz naturel est alimentée en entrée par une conduite de gaz naturel brut, issue d'une zone d'extraction (non représentée), qui est soit une conduite sous-marine de gaz naturel brut 207 (franchissant la côte 208 au point 209), soit une
R: Brevets 2710027128ù 080307-tete_ depot.doc- 10 mars 2008 15 conduite terrestre de gaz naturel brut 210. Une conduite de gaz naturel traité 205 relie l'installation à terre 206 à l'installation en mer. L'installation en mer comprend une barge échouée 201 et une plate-forme fixée solidairement au fond marin 211 (qui peut être une plate-forme en béton ou une structure métallique) ; ces deux éléments sont reliés par une passerelle de liaison 212. L'installation en mer comprend également une zone de chargement du gaz naturel liquéfié 213, adaptée à l'accostage d'un méthanier 204. Cette zone de chargement est solidairement reliée à la barge 201. La plate-forme fixée solidairement au fond marin 2.11 supporte une unité de refroidissement et de liquéfaction du gaz naturel 202 (avec une torche 203 éventuellement déportée). La barge 201 supporte quant à elle une unité de stockage de GNL. La barge 201 peut avoir une forme circulaire dont les besoins en béton sont deux fois inférieurs à ceux d'une barge parallélépipédique d'une même contenance de GNL. En effet selon ce mode de réalisation, la géométrie n'est plus imposée par la nécessité de l'accostage et de la protection du méthanier puisque la zone de chargement du GNL 213 est proche mais distincte de la barge 201. La passerelle de liaison 212 assure l'écoulement du GNL vers les stockages situés sur la barge 201 et le retour des vapeurs de bac vers les unités procédé. Selon un quatrième mode de réalisation de l'invention (dont la mise en œuvre suppose des conditions de mer suffisamment favorables), et en faisant référence à la figure 4, l'installation de production de GNL est mise en place de part et d'autre d'une côte 308 ; elle comprend une installation à terre 306 (qui comprend une unité de traitement de gaz naturel) et une installation en mer. L'unité de traitement de gaz naturel est alimentée en entrée par une conduite de gaz naturel brut, issue d'une zone d'extraction (non représentée), qui est soit une conduite sous- marine de gaz naturel brut 307 (franchissant la côte 308 au point 309), soit une
R: Brevets 27100 2712 HûOS0307-teste de ot_doc- 10 mars 2003 16 conduite terrestre de gaz naturel brut 310. Une conduite de gaz naturel traité 305 relie l'installation à terre 306 à l'installation en mer. L'installation en mer comprend : un support flottant 301 ; une plate- forme fixée solidairement au fond marin 311 (qui peut être une plate-forme en béton ou une structure métallique) ; et une zone de chargement du gaz naturel liquéfié 313, adaptée à l'accostage d'un méthanier 304 (cette zone de chargement est distincte du support flottant 301). Le support flottant 301 supporte l'unité de stockage de GNL. Il peut être ancré au moyen d'un système de chaînes et d'ancres 314. Il peut être construit pour l'occasion ou il peut s'agir d'un méthanier converti.
La plate-forme fixée solidairement au fond marin 311 supporte l'unité de refroidissement et de liquéfaction du gaz naturel 302 (avec une torche 303 éventuellement déportée). Un pont 312 est prévu pour relier d'une part la zone de chargement du gaz naturel liquéfié 313 au support flottant 301 avec son unité de stockage, et d'autre part le support flottant 301 avec son unité de stockage à la plate-forme fixée solidairement au fond marin 311 avec son unité de refroidissement et de liquéfaction 302.
Il est souhaitable que le pont 312 soit fixé solidairement au fond marin afin de limiter les problèmes liés au transfert du GNL, étant donné qu'à la fois le méthanier 304 et le support flottant 301 sont des éléments mobiles sur l'eau.
De manière générale et de préférence, les compresseurs utilisés dans les cycles de réfrigération de l'unité de refroidissement et de liquéfaction sont entraînés par des moteurs électriques. Il s'agit là d'un système de taille moindre et ne présentant pas de point feu, ce qui est avantageux par rapport à un entraînement des compresseurs des cycles par turbine à gaz, compte tenu de l'espace confiné en mer. Selon une variante, la puissance électrique est produite à terre par turbines à
R Brevets 2710027128ù080307 tev te depot do,- Itt mars 2005 17 gaz et transférée en mer au moyen d'un câble électrique sous-marin qui alimente notamment les moteurs électriques des compresseurs de cycles. Le transfert du courant peut selon les cas se faire sous forme continue ou alternative. Selon une variante de l'invention, une unité de séchage supplémentaire est prévue au niveau de l'entrée de l'unité de refroidissement et de liquéfaction (en plus de l'unité de séchage présente à terre). En effet, le gaz arrivant aux installations de liquéfaction doit être parfaitement sec. Or, le pipeline de liaison conduisant le gaz de la terre aux installations en mer doit être testé en pression par de l'eau. Il est donc préférable de prévoir une telle unité de séchage supplémentaire dans l'installation en mer. Cette unité de séchage supplémentaire peut consister en un tamis moléculaire. Il permet d'éliminer les dernières traces d'eau qui pourraient rester dans la conduite de gaz naturel traité. L'installation selon l'invention comprend une unité d'extraction des hydrocarbures lourds. Par hydrocarbures lourds on entend ici les hydrocarbures dont la chaîne carbonée comprend 3 atomes de carbone ou plus. En effet, dans le cadre d'un procédé de production de GNL, il est nécessaire d'extraire les composés les plus lourds du gaz, soit parce qu'ils sont susceptibles de geler dans les équipements les plus froids (c'est notamment le cas du benzène), soit pour les commercialiser séparément sous l'appellation GPL. Selon l'invention, il est possible de prévoir que l'unité d'extraction des hydrocarbures lourds soit intégrée à l'unité de refroidissement et de liquéfaction (située dans l'installation en mer). Dans ce cas, l'unité d'extraction des hydrocarbures lourds comprend une scrub column suivie d'une unité de fractionnement.
Il est également possible de prévoir que l'unité d'extraction des hydrocarbures lourds soit intégrée à l'unité de traitement du gaz naturel (située dans l'installation à terre). Dans ce cas, cette unité
R. Are,etç 2710() 22128ù080307-te te depot (foc- 10 mars 2008 18 d'extraction des hydrocarbures lourds comprend un déméthaniseur suivi d'une unité de fractionnement ; par ailleurs on prévoit alors une unité de séchage en amont de l'unité d'extraction des hydrocarbures lourds (de préférence une unité de séchage au glycol ou par tamis moléculaires) et si la première unité de séchage est au glycol, une autre unité de séchage en aval de l'unité d'extraction des hydrocarbures lourds (de préférence une unité de séchage par tamis moléculaires), soit toujours au sein de l'unité de traitement de gaz naturel dans l'installation à terre, soit en entrée de l'unité de refroidissement et de liquéfaction dans l'installation en mer. Toutes les unités décrites ici (séchage, refroidissement et liquéfaction, désacidification, extraction des hydrocarbures lourds...) sont bien connues de l'homme du métier, dans leurs nombreuses variantes possibles. En particulier, l'unité de refroidissement et liquéfaction comprend généralement un cycle (ou circuit) de réfrigération ou une succession de cycles (ou circuits) de réfrigération. Les cycles peuvent fonctionner par condensation - détente - évaporation - compression (cas des cycles à base d'hydrocarbures) ou par compression - détente sans condensation (cycles à l'azote). Les fluides frigorigènes utilisés dans les cycles de réfrigération peuvent être des corps purs (par exemple cycle à cascade, procédé Optimized CascadeTM de Conoco Phillips), des mélanges (par exemple procédés LiquefinTM d'Axens, Mixed Fluid CascadeTM de Linde) ou encore une combinaison des deux (par exemple cycle C3-MR d' APCI) . Dans le cadre de l'invention, on préfère utiliser un cycle d'azote pour des raisons de sécurité, et pour 35 éviter d'avoir à transporter et stocker de grandes quantités d'hydrocarbures pour les appoints de cycles.
Procédé de production de GNL
R Bresets 27100 22128ù 080307-teste depotdoc- IO mars 2008 19 Le gaz naturel brut extrait du gisement est envoyé vers l'installation à terre, où il subit un traitement comprenant successivement . une étape de séparation et stabilisation des condensats ; une étape de purification des gaz acides, de préférence par lavage avec une solution d'amine (cette étape permet de réduire à un niveau acceptable la teneur du gaz naturel en gaz acides tels que le sulfure d'hydrogène, le dioxyde de carbone, le sulfure de carbonyle, les mercaptans) ; une étape de séchage (cette étape permet de réduire à un niveau acceptable la teneur du gaz naturel en eau) ; et éventuellement une étape de démercurisation (cette étape permet de réduire à un niveau acceptable la teneur du gaz naturel en mercure). Les hydrocarbures lourds peuvent être extraits du 20 gaz naturel au sein de l'installation à terre, notamment les GPL (butane et propane) ainsi qu'une faible proportion résiduelle de condensats, et ce préalablement au transport du gaz vers l'installation en mer. L'étape d'extraction des hydrocarbures lourds a également pour 25 fonction possible d'ajuster le pouvoir calorifique du gaz. Dans ce cas, une étape de séchage supplémentaire est prévue après l'extraction des hydrocarbures lourds, soit au sein de l'installation à terre, soit à l'entrée de 30 l'unité de refroidissement et de liquéfaction dans l'installation en mer. Quel que soit le mode retenu, au moins un séchage doit être réalisé avant le transport du gaz naturel traité vers l'installation en mer, afin d'éviter la condensation du gaz s'écoulant dans la 35 conduite de liaison entre la terre et la mer, avec les risques de corrosion liés. Le transport du gaz naturel traité de l'installation à terre vers l'installation en mer est
R Brevets 2710027128--080307-texte depot doc- 10 mars 2008 10 15 20 effectué à une température comprise entre 0°C et 40°C, de préférence entre 15 et 30°C et à une pression comprise entre 40 et 100 bars, de préférence entre 60 et 80 bars. A l'arrivée dans l'unité de refroidissement et de liquéfaction dans l'installation en mer, une étape d'extraction des hydrocarbures lourds est prévue si elle n'a pas été réalisée dans l'installation à terre. Puis le gaz naturel est refroidi jusqu'à une température cryogénique de -155°C au cours de la liquéfaction, puis jusqu'à -162°C au stockage, après détente à la pression atmosphérique, selon les méthodes bien connues de l'homme du métier. Le gaz naturel liquéfié est stocké en attente d'être chargé dans les navires méthaniers. Les navires méthaniers transportent alors le gaz naturel liquéfié, qui est ensuite déchargé dans un terminal de réception de GNL situé dans une installation portuaire. 12:.Brevets 27100271 28ù 080707-teste depot.doc- 10 mars 2008 5 10 15 25 30 35
Claims (15)
1. Procédé de production de gaz naturel liquéfié, comprenant les étapes suivantes : traitement de gaz naturel, dans une installation à terre, comprenant une étape de séchage du gaz naturel ; transport du gaz naturel traité, dans au moins une conduite de gaz naturel traité, jusqu'à une installation en mer ; refroidissement et liquéfaction du gaz naturel traité dans l'installation en mer ; stockage du gaz naturel liquéfié dans l'installation en mer.
2. Procédé selon la revendication 1, comprenant l'une des étapes préliminaires suivantes : - extraction de gaz naturel dans un gisement situé à terre ; ou extraction de gaz naturel dans un gisement situé en mer et transport du gaz naturel extrait vers l'installation à terre dans au moins une conduite de gaz naturel brut.
3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, dans lequel le traitement du gaz naturel dans l'installation à terre comprend au moins une, de préférence au moins deux, des étapes parmi les étapes suivantes . une étape de stabilisation des condensats ; une étape de purification des gaz acides, de préférence par lavage avec une solution comprenant une amine ; une étape de séchage ; et une étape de démercurisation. R. Brevets 27100'27128---080307-texte depot.doc- 10 mars 2008 22
4. Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, dans lequel le traitement du gaz naturel dans l'installation à terre comprend en outre une étape d'extraction des hydrocarbures lourds ; ou dans lequel le refroidissement et la liquéfaction du gaz naturel traité dans l'installation en mer comprennent une étape préalable d'extraction des hydrocarbures lourds.
5. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, dans lequel le transport du gaz naturel est effectué à une température comprise entre 0°C et 40°C, de préférence entre 15 et 30°C et à une pression comprise entre 40 et 100 bars, de préférence entre 60 et 80 bars.
6. Procédé selon l'une des revendications 1 à 5, comprenant, à l'issue du stockage, une étape de chargement du gaz naturel liquéfié vers un navire méthanier, depuis l'installation en mer.
7. Procédé selon la revendication 6, comprenant, à l'issue de l'étape de chargement du gaz naturel liquéfié, une étape de transport du gaz naturel liquéfié par le navire méthanier, et une étape de déchargement du gaz naturel liquéfié dans un terminal de réception de gaz naturel liquéfié. 30
8. Installation de production de gaz naturel liquéfié, comprenant : une installation à terre (6) comprenant une unité de traitement de gaz naturel, ladite unité de traitement de gaz naturel 35 comprenant une unité de séchage de gaz naturel ; une installation en mer (1) comprenant une unité de refroidissement et de liquéfaction R. Brevets.2710027128--080307-texte depot doc- IO mars 2008 10 15 20 25 23 de gaz naturel (2) et une unité de stockage de gaz naturel liquéfié ; et au moins une conduite de gaz naturel traité (5), adaptée au transport du gaz naturel depuis l'installation à terre (6) vers l'installation en mer (1).
9. Installation selon la revendication 8, comprenant : une unité d'extraction de gaz naturel à terre ; ou une unité d'extraction de gaz naturel en mer et au moins une conduite sous-marine de gaz naturel brut (7), adaptée au transport 15 du gaz naturel depuis l'unité d'extraction vers l'installation à terre.
10. Installation selon la revendication 8 ou 9, dans laquelle l'unité de traitement de gaz naturel comprend en outre au moins une, de préférence au moins deux, des unités suivantes . une unité de stabilisation des condensats ; une unité de purification des gaz acides, de préférence par lavage avec une solution d'amine ; une unité de séchage ; et une unité de démercurisation. 30
11. Installation selon l'une des revendications 8 à 10, dans laquelle l'unité de traitement de gaz naturel comprend en outre une unité d'extraction des hydrocarbures lourds ; ou dans laquelle l'unité de refroidissement et de 35 liquéfaction de gaz naturel (2) comprend une unité d'extraction des hydrocarbures lourds. R. Brevets 27100 27I28--OR03O7-texte depol.doc- 10 mars 2008 10 20 25 24
12. Installation selon l'une des revendications 8 à 11, dans laquelle la conduite de gaz naturel traité (5) est un pipeline sous-marin ou est intégrée dans une jetée.
13. Installation selon l'une des revendications 8 à 12, dans laquelle l'installation en mer (2) comprend : - un ou plusieurs éléments fixés solidairement au fond marin, choisis parmi une barge échouée, une plate-forme, un appontement ; et éventuellement un support flottant. 15
14. Installation selon l'une des revendications 8 à 13, dans laquelle l'installation en mer (2) comprend en outre une zone de chargement du gaz naturel liquéfié vers des navires méthaniers, ladite zone de chargement étant de préférence prévue sur, ou solidairement fixée à, un élément fixé solidairement au fond marin.
15. Utilisation d'une installation en mer pour refroidir, liquéfier et stocker du gaz naturel qui a été préalablement traité, et notamment séché, dans une installation à terre. 10 20 25 R Brevets 2710027128--080307-texte depot.doc- 10 mars 2008
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