7-le gaz naturel

INTRODUCTION GENERALE

Partie Thorique

I- GENERALITES SUR LE GAZ NATUREL

I-1- Introduction:

Le gaz naturel est une nergie primaire bien rpartie dans le monde, propre et de plus en plus utilise. Dispose de nombreuses qualits abondance relative, souplesse dutilisation, qualits cologiques, prix comptitifs. La mise en uvre de cette nergie repose sur la matrise technique de lensemble de la chane gazire, qui va de lextraction aux utilisateurs, en passant par le stockage, le transport, la distribution.

Le gaz naturel est une nergie fossile comme la houille, le charbon ou le lignite. Cest un mlange dont le constituant principal, de 75% 95%, est le mthane (CH4). Il est donc compos majoritairement dhydrogne et de carbone, do son nom dhydrocarbure.

I-2- Gaz naturel dans le monde:

I-2-1- Rserves de gaz:

La comparaison des taux d'puisement des ressources d'hydrocarbures constate que le gaz naturel est une ressource nergtique relativement peu exploite par rapport au ptrole brute.

En janvier 2004 les rserves totales de gaz dans le monde sont estimes 202,404 Gm3 plus de 2,2% par rapport l'anne de 2000 dont 146,800 Gm3 de rserves rcuprables prouves. Les rserves prouves de gaz reprsentent, en quivalent nergtique, plus de 95 % des rserves prouves de ptrole brut.

La plus forte part (40%) des rserves totales se trouve en Europe de l'Est, Asie du Nord. En ce qui concerne les rserves prouves, elles se situent pour 38% en Europe de l'Est, Asie du Nord et 31% au Proche-Orient, les parts des autres rgions tant toutes infrieures 10%.

Par comparaison avec le ptrole brut, dont les deux tiers des rserves prouves se trouvent au Proche-Orient, le gaz naturel reprsente une diversification gographique des sources d'nergie dans le monde.

Aprs trois annes de production, les rserves estimes ont encore augment de 4% par rapport celles du janvier 1999. L'augmentation est particulirement importante dans les rgions d'Europe de l'Est Asie du Nord et d'Amrique du Nord.

Cette augmentation suit et confirme celle de 22% constate en 1996 et 1999 et tient en grande partie l'impact des nouvelles technologies sur le niveau de rcupration des rserves avec des prix des nergies quasiment stables: l'essentiel de l'volution est d des nouvelles estimations des ressources des champs de gaz dj connus.

I-2-2- Production mondiale du gaz naturel:

La concentration de la production de gaz naturel dans deux pays CEI (commutons des tats indpendants) et les Etats Unis qui contribuent pour plus de 50% la production annuelle est trs frappante.

Le classement des pays producteurs illustre surtout les problmes lies au cot lev du transport du gaz naturel hors CEI et USA. Les principaux producteurs sont proches des grandes marches consommateurs: Canada (USA) Pays- Bas, Royaume-Uni et Algrie.

L'offre mondiale crot rapidement pour se situer dans l'intervalle 2520-2890 Gm3/an en 2000, puis dans l'intervalle 2960-3640 Gm3/an en 2010. Cette croissance se ralentit ensuite dans les deux scnarios, le niveau d'offre potentielle en 2030 tant compris entre 3110 et 4130 Gm3/an.

La rpartition gographique de l'offre potentielle est prsente dans les tableaux (1et2)

L'offre potentielle augmente rgulirement en toutes rgions, sauf en Europe Centrale & Occidentale o elle commence dcliner lentement aprs l'an 2000. Cette baisse n'est significative qu'aprs 2010 ce qui est une volution favorable par rapport au prcdent rapport o la chute entre 2000 et 2010 ft assez rapide. On notera en outre que des rserves importantes se trouvent des distances de transport moyennes dans les rgions environnant l'Europe Centrale & Occidentale. Les prvisions relatives l'offre enregistrent des variations mineures compares celles des tudes prcdentes.

Tableau I -1: Offre potentielle de gaz - Scnario haut (en.Gm3)

Unit: Gm3 (109m3)

Ralis

Potentiel

Anne

1995

2000

2010

2020

2030

Afrique

82

136

199

229

230

Asie Centrale & de l'Est

77

142

187

224

255

Asie du Sud Est & Ocanie

125

180

219

269

305

Europe de l'Est - Asie du Nord

698

984

1289

1397

1400

Proche-Orient

143

242

373

476

552

Amrique du Nord

714

746

880

943

1026

Amrique du Sud

75

117

163

181

199

Europe Centrale & Occidentale

250

344

330

269

166

Monde

2,164

2,891

3,640

3,988

4,133

Tableau I-2: Offre potentielle de gaz - Scnario de rfrence (en Gm3)

Unit: Gm3 (109m3)

Ralis

Potentiel

Anne

1995

2000

2010

2020

2030

Afrique

82

134

168

189

192


77

116

142

155

165


125

171

200

204

210


698

714

893

947

950

Proche-Orient

143

232

331

408

464

Amrique du Nord

714

734

801

833

854

Amrique du Sud

75

101

131

149

155


250

318

290

203

117

Monde

2,164

2,520

2,956

3,088

3,107

I-2-3- Demande actuelle de gaz naturel :

Entre 1985 et 1995, la demande mondiale d'nergie a augment un rythme moyen de 1,6% par an. Durant la mme priode, la croissance a t de 2,2% par an pour le gaz naturel dont la consommation a atteint 2120 Gm3 en 1996, soit presque 23% de la demande d'nergie. Cette croissance de la demande de gaz est proche des prvisions court terme des tudes ralises au triennat prcdent. Elle est observe en toutes rgions, sauf toutefois en Europe de l'Est Asie du Nord o une diminution importante a t enregistre durant le dernier triennat.

Tableau I-3:Demande mondiale de gaz naturel par rgion

Unit: Gm3 (109m3)

Ralis

Potentiel

Anne

1994

1995

2000

2010

2020

Afrique

43

49

68

105

145


139

145

233

342

441


68

74

103

132

157


548

522

614

740

812

Proche-Orient

128

144

203

278

337

Amrique du Nord

698

727

760

899

980

Amrique du Sud

68

75

99

134

164


356

384

467

560

614

Monde

2,048

2,120

2,547

3,190

3,650

I-3- Le gaz naturel en Algrie:

LAlgrie a une importe industrie du gaz naturel, et un important producteur de gaz au niveau mondial.

A la fin de 1953, plusieurs compagnes de sismiques aboutirent la mise en vidence dune zone haute pouvant constituer un anticlinal, notamment dans la rgion de HASSI RMEL, un premier forage (HR1) a t ralis en 1956. Huit puits sont alors raliss, dlimitant ainsi une structure anticlinale constituant un grand rservoir de gaz.

Ce premier dveloppement du champ permet de prciser le vicis des niveaux gologiques et dapprofondir les connaissances sur le rservoir et son effluent.

Quatre puits sont relies un centre de traitement permettant lexploitation commerciale du champ, ds fvrier 1961 deux units livrent du gaz GL4-Z travers un gazoduc reliant HASSI-RMEL ARZEW, le condenst tait vacu HAOUDH EL HAMRA via loloducN8.

Depuis la mise en exploitation, plusieurs tapes ont t marques avant datteindre la phase actuelle de dveloppement.

De 1961 1971, la production annuelle de gaz brut passe de 0,8 3,2 milliards de m3 et celle du condenst passe de 126 000 623 000 tonnes.

De 1971 1974: des tudes des rservoirs permettent de dfinir le mode dexploitation du champ.

En 1974, paralllement ces tudes, une extension du centre de traitement tait ralise par ladjonction de six nouvelles units dune capacit totale de 300.106 m3/j.

Un programme de forage complmentaire tait port sur 23 nouveaux puits raliss entre 1971 et 1974.

Depuis 1980, lAlgrie est devenue lun des grands exportateurs mondiaux de gaz naturel. Une particularit souligner est que lAlgrie a pu raliser diverses installations de liqufaction de gaz naturel qui lui permettent de le commercialiser sous forme liquide et le transporter dans des mthaniers vers le march extrieur (Etats-Unis, Europe.. etc.).

Paralllement ce mode de transport lAlgrie a pu transporter son gaz par des gazoducs reliant directement HASSI-RMEL lEurope, cest ainsi quelle exploite actuellement le fameux gazoduc trans-mditerranen qui relie lAlgrie lItalie et la Slovnie via la Tunisie.

I-3-1- Richesse Algrienne en gaz naturel:

LAlgrie possde des rserves immenses en gaz naturel savoir le champ de HASSI-RMEL, qui est le plus grand lchelle mondiale et celui de AIN-SALAH qui sera exploit en lan 2002. LAlgrie est place au quatrime rang, en possdant 10%

environ des rserves mondiales.

Lexploitation de gaz naturel en provenance de lAlgrie atteindra 80 milliards m3 de production. Autrement dit lAlgrie deviendra le premier exportateur dans ce secteur.

I-3-2- Les rserves gaziers en Algrie :

En janvier 2003 les rserves prouves de gaz naturel sont estimes 4,077.109m3. Au cours des dix dernires annes les bassins de BERKINE et d'ILLIZI ont enregistrer les taux de russite les plus leves dans l'exploration, avec respectivement 51% et 50%. Parmi les autres bassins de BERKINE qui se classent comme les plus fructueux figure le bassin de OUED MYA ou ils ont effectu une autre dcouverte de gaz et de ptrole en 2002, ainsi que les bassins de TIMIMOUN et HASSI MESSAOUD.

Il est estim actuellement que des investissement de l'ordre de 7Milliards de $ devront tre dbloqus les prochaines annes afin de dvelopper toutes les dcouvertes ralises.

I-4- Caractristiques du gaz naturel :

Au stade final de son exploitation, les gaz naturel peut tre caractris par les proprits suivantes :

I-4-1- Densit :

Pour un gaz est dfini par le rapport de sa masse volumique celle de l'"air dans les conditions dtermines de la temprature et de pression.

I-4-2- Pouvoir calorifique:

C'est la quantit dgage par la combustion d'une unit de volume du gaz, mesure dans les conditions de rfrence. Le pouvoir calorifique pour le gaz naturel s'exprime en (j/m3)

Il existe deux valeurs de pouvoir calorifique:

Pouvoir calorifique suprieur: (PCS)

C'est la quantit de chaleur dgage lorsque tous les produits de combustion sont ramnes la temprature ambiante, l'eau forme tant liquide.

Pouvoir calorifique infrieur: (PCI)

C'est la quantit de chaleur dgage lorsque tous les produits de combustion sont ramnes la temprature ambiante, l'eau reste l'tat vapeur.

I-5- Composition chimique d'un gaz naturel :

La composition chimique d'un gaz c'est la nature des hydrocarbures et les autre constituant qu'il renferme, leur importance relative dans le mlange et leur fraction volumique ou molculaire.

La composition chimique d'un gaz est utilise pour tudier la vaporisation et calculer certaines de ces proprits en fonction de la pression et la temprature

I-6- Les types de gaz naturel :

La prsence et l'apparition d'une phase liquide avec le gaz selon les conditions de pression et la temprature dans le rservoir de gisement et en surface conduit distinguer

I-6-1- Le gaz sec :

Dans les conditions de production de se gaz, il n'y a pas une formation de phase liquide et le gaz est concentr en mthane et contient trs peu d'hydrocarbures plus lourds que l'thane.

I-6-2- Le gaz humide :

Dans les conditions de production de se gaz, il y'a une formation de phase liquide dans les condition de surface et le gaz est moins concentr en mthane.

I-6-3- Le gaz a condenst :

Dans les conditions de production de se gaz, il y'a une formation de phase condense riche en constituants lourds dans le rservoir.

I-6-4- Le gaz associ :

C'est un gaz de couverture qui contexte avec la phase d'huile dans rservoir d'huile (Gisement de ptrole).

I-7- Les techniques de traitement du gaz naturel

I-7-1- traitement de gaz:

Le traitement du gaz naturel consiste sparer les constituants prsents la sortie du puits tel que leau, le gaz acide, et les hydrocarbures lourds pour amener le gaz des spcifications de transport ou des spcification commerciales.

La rpartition de ces traitements entre les lieux de production et de livraison rsulte des considrations conomiques. Il est gnralement prfrable de ne raliser sur le site de production que les traitements qui rendent le gaz transportable.

Les principaux traitements qui sont effectus sont:

Une premire tape permet de raliser la sparation de fractions liquides ventuellement contenues dans leffluent du puits, fractions liquides dhydrocarbures (gaz associer ou condenst deau libre), et ltape de traitement qui suit dpend du mode de transport adopt.

Le gaz naturel ainsi que ses diffrentes fractions peuvent tre transportes sous forme:

Gaz naturel comprim (transport par gazoduc).

Gaz du ptrole liqufier (GPL).

Gaz naturel liqufier (GNL).

Produits chimiques divers (mthanol, ammoniac, ure etc.).

Certains composants du gaz naturel doivent tre extrait soit pour des raisons imposes par les tapes ultrieures de traitement ou de transport, soit pour se conformer des spcifications commerciales ou rglementaires.

Il peut tre ainsi ncessaire dliminer au mois partiellement:

Lhydrogne sulfur H2S : toxique et corrosif.

Le dioxyde de carbone CO2 : corrosif et de valeur thermique nulle.

Le mercure : corrosif dans certain cas.

Leau conduisant la formation dhydrates.

Les hydrocarbures qui se condensant dans les rseaux de transport.

Lazote : de valeur thermique nulle.

Les spcifications respecter pour le gaz trait sont lies aux conditions de transport par gazoduc, ces spcifications de transport visent viter la formation dune phase liquide (hydrocarbure ou eau), le blocage de la conduite par des hydrates et une corrosion trop importante. On impose dans ce cas une valeur maximale aux points de rose (eau et hydrocarbures).

La valeur du point de rose hydrocarbures dpend des conditions de transport et peut tre par exemple fixe 0C pour viter tout risque de formation de phase liquide par condensation rtrograde.

Dans le cas dun gaz commercial, les spcifications sont plus svres et comprennent galement une fourchette dans lequel doit se situer le pouvoir calorifique.

Des spcifications typiques pour un gaz commercial sont prsentes sur le tableau suivant:

Tableau I-5: Spcifications typiques pour un gaz commercial

PCS

39100 39500 (KJ/m3)

Point de Rose HC

Infrieur 6C.

Teneur en eau

Infrieur 150ppm Vol.

Teneur en C+5

Infrieur 0,5% mol.

Compte tenu la diffrence entre les spcifications de transport et les spcifications commerciales, un traitement complmentaire peut tre requis avant que le gaz ne soit envoy dans le rseau de distribution.

Le traitement ralis pour obtenir les spcifications de transport peut tre accompagn dun fractionnement dans le but dobtenir une fraction liquide comprenant les GPL (propane et butane) et ventuellement lthane.

I-8- Techniques de rinjection de gaz:

I-8-1- Objectif de la rinjection:

La rcupration des hydrocarbures liquides. Elle est limite par suite de la condensation au niveau des rservoirs et permet de:

- Rduire cette condensation par le maintien de pression.

- Maximiser lextraction des hydrocarbures liquides en balayant les gaz humides.

- Produire un potentiel optimal en condenst et GPL sans avoir recours au torchage des gaz excdentaires, do une meilleure flexibilit dexploitation des units de traitement de gaz.

I-8-2- Principe de rinjections:

Pour pouvoir rinjecter le gaz sec dans le gisement, il faut le porter une pression suffisante qui puisse vaincre la pression naturelle de gisement. Ceci revient fournir une certaine anergie au gaz rinjecter en le comprimant des pressions plus leves. Ce transfert dnergie est ralis par des grands compresseurs, et entrans par des turbines gaz ou des moteurs dune haute puissance unitaire.

Figure I-2: La rpartition des rserves gaziers en Algrie

Figure I-1: Production du gaz naturel en Algrie

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FHC-Boumerdes2006

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