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Building bridges between the oil industry and academic circles by delivering technical or business-related presentations by professors or experts.

Building bridges between the oil industry and academic ... · technical or business-related presentations by professors or experts. ... Le transport du gaz a été depuis longtemps

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Building bridges between the oil industry and academic circles by delivering technical or business-related presentations by professors or experts.

LE GAZ NATUREL

D.Saincry Octobre 2017

AGENDA

Introduction & fondamentaux Définitions & unités

Comparaison avec les autre énergies & aspects environnementaux

Chaine gazière vs chaine pétrolière

Demande énergétique mondiale - Réserves, production et commerce international du gaz

Les débouchés du gaz naturel Pétrochimie & industrie

Génération électrique, cycle combiné et cogénération

Autres usages : GTL, CNG

La chaine du gaz naturel Production & Traitement

Stockage &Transport

Le gaz naturel liquéfié (GNL) Interêts et spécificités du GNL

Procédés & usines de liquéfaction

Méthaniers

Terminaux de re-gazéification

Le Futur Les gaz acides

Les gaz Non Conventionnels

Un peu d’histoire

Revue des hydrocarbures

SEG - 5

Revue des hydrocarbures

Le Gaz est souvent plus difficile à produire que le pétrole, les risques

sont plus nombreux: pression, gaz acide… et les coûts de production

sont plus élevés.

La production de Gaz ne fut d’abord économique que lorsque le

champ était près des consommateurs. (USA)

En Europe pour quelques décennies, le seul gaz disponible était un

gaz synthétique pauvre (faible HHV) destiné à l’éclairage de ville et

des habitations.

Après la 2ème guerre mondiale, une succession de découvertes

gazières (en Europe et en Algérie) était une incitation pour créer des

réseaux de distribution: cuisine, chauffage.

Plus recemmen appriion as de schise e NL

« Produire de l’huile, c’est mieux que produire du gaz !! »

SEG - 6

Revue des hydrocarbures

Les champs d’huile sont très souvent des champs mixtes

d’huile et de gaz . On dit simplement que le réservoir d’huile

est avec du « gaz associé ».

Pendant de nombreuses années, le gas associé (et même le

gaz tout court) n’était pas un avantage, mais plutôt un

inconvénient: il fallait le brûler à la torche.

Mais aujourd’hui « torcher » le gaz est une pratique très

réglementée. Par ailleurs le recours au procédé de

liquéfaction permet la commercialisation sur le marché

mondial.

Mais huile et gaz sont

souvent mélangés

En Amérique du Sud, 55% des réservoirs de gaz

sont des « gaz associés, 36% au Moyen-Orient,

20% en Afrique

SEG - 7

Revue des hydrocarbures

Le transport du gaz a été depuis longtemps un « challenge »

économique et technique.

Le problème thermodynamique reste la contrainte : même à

une pression de 100 bars, un certain volume de gaz

représente seulement 1/6 de l’énergie du même volume de

pétrole.

En liquéfiant le gaz à une température de -160°C (+/-), les

ingénieurs ont introduit sur le marché il y a une quarantaine

d’années un excellent produit…mais ce n’est pas gratuit.

Introduction & Fondamentaux:

-Définitions & unités,

- Comparaison avec les autres énergies,

- Aspects environnementaux

Système Hydrocarbures

UNCONVENTIONAL HYDROCARBONS CONVENTIONAL OIL AND GAS

Coal

Oil Shales Oil Sands

Coal bed methane

Heavy Oil

Shale gas Tight gas / Oil

SEG -

G123*3 - Février 2002

Liquides

Champ Gazier

Gaz Non-Associé

Gaz

Eau

Gaz Associé

Pétrole

Pétrol

e Eau

Champ Pétrolier non

saturé

Champ Pétrolier saturé Pétrole

Liquides Pétrole

Gaz Associé Dome Gas

Eau

Gaz

Champs de gaz naturel

Qu’est ce que le gaz naturel ?

MELANGE INCOLORE, SANS ODEUR, SANS GOUT

COMPOSITION : 85 à 95 % méthane (CH4) + éthane, propane, butane, azote, CO2,...

COMBUSTION : avec 5 à 15% d’air

CH4 + 2O2 CO2 + 2H2O

LIQUEFACTION : Obtention de Gaz Naturel Liquéfié (GNL)

Température : -259°F (-162°C)

Taux de compression : 1/600

POUVOIR CALORIFIQUE : Pouvoir Calorifique Supérieur PCS (y compris chaleur latente)

Pouvoir Calorifique Inférieur PCI

G111

SEG -

G131*5 - Novembre 2002

METHANE

ETHANE

PROPANE

BUTANE

PENTANES & FRACTIONS

LOURDES:

Pentanes plus

Essence naturelle

Condensats

C3

C4

C2

C1

C5+

GPL

Gaz de Pétrole

Liquéfiés

Eau Azote Helium

CO2 H2S Mercure ...

Séparer les liquides des gaz pour un transport plus efficace.

Enlever des produits comme l’acide sulfurique et l’eau.

Atteindre une qualité donnée spécifiée par les acheteurs de gaz.

Composition et traitement du gaz naturel

SEG -

Acid Gas haute teneur en CO2 et/ou H2S

Lean (Dry) Gas faible teneur en LGNs

Rich (Wet) Gas haute teneur en LGNs

Sweet Gas faible teneur en H2S

Sour Gas haute teneur en H2S

Low Cal Gas haute teneur en CO2 / N2

La qualité du gaz a un impact économique majeur.

Présence des composants lourds (GPL, Condensat) améliore la

profitabilité d’un projet gazier.

Présence de H2S, CO2 et Azote induit des coûts de traitement plus

élevés et réduit donc la profitabilité d’un projet gazier.

G133*6 - Février 2002

Qualité du gaz naturel

Définitions

Comburant

C’est le corps qui provoque et entretient la combustion du combustible. Le plus

souvent, l’air (environ 21 % d’oxygène 79 % d’azote).

Limite d’inflammabilité

Si le mélange est trop pauvre en combustible, l’inflammation ne se produit pas.

Le pourcentage est au-dessous de la limite inférieure d’inflammabilité (LII).

Si le mélange est trop pauvre en comburant, l’inflammation ne se produit pas.

Ce second seuil est la limite supérieure d’inflammabilité (LSI).

Température d’auto-inflammation (auto-ignition)

En l’absence de source d’allumage, un mélange gazeux compris dans les limites

d’inflammabilité peut s’enflammer spontanément s’il est porté à une certaine

température. Il s’agit de la température d’auto-inflammation.

Équivalences énergétiques

1 000 m3 = 6,29 bep

de gaz naturel

38 GJ ou 36 MMbtu

0,67 tep

0,33 tep

1 t de pétrole (brut)

= 7,33 barils

42 GJ ou 40 MMbtu

1 t

de houille

28 GJ ou 27 MMbtu

1 t

de lignite

14 GJ ou 13 MMbtu

1 tep

0,9 tep

La tonne d'équivalent pétrole (tep) vaut, par définition, 42 GJ ou 10 Gcal ou 40

MMbtu, ce qui correspond au pouvoir calorifique d'une tonne de pétrole.

L’évolution des préoccupations environnementales

Par Gjoule de chaleur produite, la combustion va émettre:

Charbon: 100 kg de C02

Pétrole: 75

Gaz naturel: 55

Donc jusqu’à récemment, le gaz naturel était considéré comme la source

d’énergie la moins polluante, et la meilleure des énergies fossiles, par

opposition au charbon et au pétrole eLe gaz a été souvent présenté comme

l’énergie du 21ème siècle

Le gaz naturel n’est plus perçu comme cette énergie « verte » (même si elle

reste la moins polluante des énergies fossiles) mais plus comme une

alternative transitoire du fait de l’émergence et la croissance des énergies

renouvelables

GG001

Source: Shell

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

20 30 40 50 60

CO2 emissions

kg/MWh

Co-generation of heat and power

can boost the thermal efficiency up

to 90%

Low Rank Coal

(LHV < 10,000

kJ/kg) Bituminous Coal

Heavy Fuel Oil

Gas Oil

Natural Gas

Net Efficiency

(%)

Plant Type

Peaking

Combustion Turbine

Thermal Plant

Integrated Gas

Combined Cycle

Combined

Cycle

Gas Turbine

Pourquoi l’accent sur le Gaz?

Chaîne Pétrolière

Chaîne courte et flexible

Interruptions faciles à compenser

(stockage)

Mécanismes de marché

(offre/demande)

Chaîne Gazière

Chaîne longue et rigide (gazoduc)

Investissements très lourds (1 train

GNL 4.8 MTPA = 3+ milliards US$)

Lien contractuel rigide ; de la tête de

puits jusqu’au bruleur

(contrats « Take Or Pay »)

Marchés régionaux avec peu de

mécanismes de marché (indexation)

Le processus de marketing du gaz naturel

est donc fondamentalement différent de celui du pétrole.

Chaîne pétrolière vs chaîne gazière

La consommation résidentielle est très saisonnière.

Le gaz est substituable pour tous ses marchés… contrairement au

pétrole.

Le gaz a une « prime » sur certains marchés (génération

d’électricité, usages domestiques, industries propres...) mais

peut toujours être substituée par les produits pétroliers.

Le pétrole a 70% de son marché difficilement substituable : 50%

pour le transport, 10% pétrochimie, 10% autres. (la substitution

est possible seulement à très haut coût sur longue période).

Les marchés pétrole et gaz : les différences économiques

CHALLENGES MAJEURS

Conséquences pour l’économie gazière

PRINCIPAUX CHALLENGES

- Comment « concentrer » l’énergie du gaz naturel = comment augmenter

sa densité énergétique ?

pression (entre 70 et 200 bars).

liquéfaction (à -160°C).

chimie (GTL).

La "concentration" a un coût !

structure identique !!

différente structure

moléculaire !!

OPPORTUNITIES MAJEURES

- Haut pouvoir calorifique

- L’énergie fossile qui émet le moins de CO2.

Facteurs de conversion approximatifs

Energie GJ kWh Mcal

Million btu (MMbtu) 1 300 250

Volume (cubic feet)

Cubic meter (cm) 35

1 cargaison GNL de 130 000 m3 0,9 TWh

Pouvoir calorifique Million cubic feet

per day

MMcf/d

Billion cubic meter

per year

Bcm/y

100 1

Débit

Equivalence MMbtu m3 gaz

1 bep 6 150

1 t charbon 25 750

GNL

GNL Typique mondial (GIIGNL) :

PCS = 12,19 kWh/m3(n) = 23,89

MJ/m3(n)

masse volumique = 456 kg/m3

1 m3 GNL = 567,46 m3(n) gaz

m3 GNL m3 (gaz) MMbtu kWh

1 t (GNL) 2,2 1 250 52 15 150

btu/cf btu/m3 MJ/m3 kWh/m3 Mcal/m3

1000 35 000 35 10 9

Demande énergétique mondiale, Réserves, production, et commerce

international du gaz

Slow change in the worldwide energy mix

Fossil energies to represent

74% of energy supply in 2035

Gas to become the second-

largest energy source before

2030

Share of nuclear to remain

constant

Strong growth of new energies,

notably solar and wind 0

100

200

300

2010 2020 2035

Mboe/d

Oil

Gas

Coal

Nuclear

Biomass

Hydro

Solar, wind, others

32%

22%

27%

6%

10% 2% 1%

31%

24%

25%

5%

10%

3% 2%

28%

25%

21%

6%

11%

3%

6%

TOTAL’s energy mix scenario

BP Statistical Review of World Energy 2017

© BP p.l.c. 2017

Distribution of proved gas reserves: 1996, 2006 and 2016 Percentage

Main Producers & Consumers (2016 Figures)

Main producing countries

(Gm³)

Main consuming countries

(Gm³)

USA 749 USA 779

Russia 579 Russia 391

Canada 152 Iran 201

Iran 202 China 210

Qatar 181 Japan 111

China 138 Canada 100

Norway 117 Saudi Arabia 109

Saudi Arabia 109 Mexico 89

Algeria 91 UK 77

Indonesia 70 Germany 80

Total World 3551 Total World 3543

source: BP Statistical Review 2016

26

WORLD GAS DEMAND 2015/2035: ~ 1,7% / YEAR BASE CASE TOTAL VISION

North America

Bcm/y

North America: enough reserves to

meet domestic demand and LNG

exports

1%

CAGRT15/35

0%

CAGR15/35

3%

CAGR15/35

Asia: LNG is essential to

balance gas market despite

increasing production and

pipe imports

Europe: limited potential growth

for gas (energy efficiency and

competition with renewable/coal)

Europe

Bcm/y

Asia Importers

Bcm/y

2505007501 0001 250

2015 LNG Exports

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

2015 2025 2035

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

2015 2025 2035

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

2015 2025 2035

La Consommation mondiale d’énergie

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Unite

d Kin

gdom

Ger

man

y

Spain

Italy

Fran

ce

RUSSIA

IRAN

EGYP

TUSA

Mex

ico

Arge

ntina

Japa

n

INDIA

Malay

sia

Thailand

China

S.Kor

ea

GAS VS OTHER ENERGIES

GAS FUEL Nuclear Hydro COAL

Des variations considérables

World Gas Reserves: conventional & un-conventional SOURCE: TOTAL (2011)

* (%) before taking into account unconventional resources

Tcf

3%

5%

10%

16%

22%

17%

27%

CBM

Tight gas

Shale gas

Conventional gas

North America

Europe

Middle East

FSU

Asia Africa

South America

(8%*)

(30%*)

(33%*)

(13%*)

BP Statistical Review of World Energy 2017

© BP p.l.c. 2017 Source: Includes data from FGE MENAgas service, GIIGNL, IHS Waterborne, PIRA Energy Group, Wood

Mackenzie.

Major gas trade movements 2016 Trade flows worldwide (billion cubic metres)

About 69% of Gas is used in the country where it is produced… but international exchanges are rapidly growing

Pipeline trade: 20%

LNG trade: 10%

Indigenous production:

70%

World Gas Consumption in 2016 : 3543 Bcm

2016 International Gas trade was around 1084 Bcm, of which 347 Bcm

of LNG

Gas Trade

GAZPROM (Russia) 1332

NIOC (Iran) 438

EXXON MOBIL 349

ARAMCO (Saudi Arabia) 303

QPC (Qatar) 280

SHELL 267

CNPC (China) 256

SONATRACH (Algeria) 216

BP 209

TOTAL 167

Mm3/d

Top 10 Companies by Natural Gas Production Year 2012

BP Statistical Review of World Energy 2017

© BP p.l.c. 2017

Gas prices $/mmBtu

Les débouchés du gaz naturel

ÉLECTRICITÉ GASOIL GPL

ÉLECTRICITÉ CHARBON

FUEL

Résidentiel & Commercial

Industrie

Pro

d. E

lec

tric

ité

tro

ch

imie

CHARBON

FUEL

NUCLÉAIRE

NAPHTA

GAZ

NATUREL

Le gaz naturel

n’a pas de marché

captif

Marchés du gaz naturel

Le gaz naturel dans la pétrochimie

2 sources de matière première à la pétrochimie:

Le naphta, coupe issue de la distillation du pétrole,

Le gaz naturel (méthane, éthane,..)

La pétrochimie est basée principalement sur deux types de

procédés : craquage à la vapeur et procédés d'extraction. Par

réformage à la vapeur du gaz naturel ou des naphthas, elle

débouche sur la production d'hydrogène qui sert, au-delà de son

utilisation comme vecteur énergétique et vecteur pétrochimique.

Avec le premier type de procédés, on obtient des oléfines tandis

qu'avec le deuxième type, on extrait des aromatiques. Les oléfines

et les aromatiques sont des matières premières qu'on appelle des

grands intermédiaires servant dans l'industrie des plastiques,

pharmaceutique, cosmétique, électronique, aéronautique et du

textile.

Charbon Fuel CCGT Nucléaire Hydro

Investissement

Rendement

Emissions

SO2

NOx

CO2

Durée de

Construction

$/kW

%

g / kWh

g / kWh

g / kWh

années

1000-1300 600-1300 350-400 1300-2000 1000-3000

38-42 38-42 54-60 35 > 90

1-4 1-2 - - -

1.5-2 1-1.5 0.5-1 - -

- - - 800-900 650-750 350-400

4 3-5 2-3 6-10 8-10

CCGT : Combined Cycle Gas Turbine

Avantages du gaz naturel pour la production d’électricité

Une solution modulaire et flexible à l’encombrement

réduit particulièrement adaptée !!

Cycle combiné

- Source : GDF

Un coût d'investissement faible

Des délais de construction et d'installation réduits

Une solution modulaire et flexible

Un délai de mise en fonctionnement très court

Fiabilité et simplicité

Un excellent rendement

Une solution propre

Un encombrement réduit

Les avantages des cycles combinés

Gas to Liquids

La technologie Fischer-Tropsch

Trois étapes incontournables

Synthèse

Fischer-

Tropsch

Paraffine

s

CH4

O

2 H2O

CO+H2 Production

de gaz de

synthèse Paraffine

s

Raffinage

des

produits

Kérosèn

e Diesel

Cires

Naphta

20-25% 15-20%

Technologies

Matures

Coûteuses

Développemen

ts

Réacteur+catalyseur

Amélioration design

et rendements

Démonstrations

Hydrocraquage

Mature

Adaptable

Investissement

60%

SEG -

G145*9 – Octobre 2006

Usines GTL dans le monde

Nigeria

Escravos GTL: NNPC / Chevron 34 kb/d, 2009

Qatar Oryx GTL QP/Sasol 34 kb/d 2006 Oryx 2 QP/Sasol 6 b$ ? 66 kb/d 2009 Pearl GTL QP/Shell 70-->140 kb/d 2009/11 Sasol Chevron QP/Sasol Chevron 130 kb/d 2010 tbc Exxon Mobil 150 kb/d 2011 tbc Marathon Oil 120 kb/d ? ConocoPhillips 80-->160 kb/d ?

Malaisie Bintulu: Shell, 12,5 kb/d,

1993

Australie Salmon Gums: Sasol

Chevron 67 kb/d, 2005/10

Afrique du Sud Mossgas GTL: Petro, 22,5 kb/d, 1991

Sasolburg, SASOL, 2,5 kb/j, 1993

Source : Petroleum Economist- corrigé par

MD tbc: to be confirmed- pas encore agrée

Japon Pilote

100 t/j projet

Egypte West Damietta, SHELL

75 kb/j, 2006

CNG: « Compressed natural gas » Le sigle « GNC », (gaz naturel comprimé), était utilisé en France jusqu'au début

des années 1980 pour désigner le gaz naturel utilisé comme carburant des

véhicules automobiles. La dénomination maintenant retenue officiellement est

Gaz Naturel pour Véhicules (GNV), ou NGV, »Natural Gas Vehicle » en anglais.

Le GNV est généralement stocké sous pression (200 bar) dans des réservoirs

spécifiques à l'intérieur du véhicule, mais des essais ont également été faits avec

du gaz stocké en phase liquide.

Un véhicule classique à moteur à combustion interne peut être adapté pour la

bicarburation (essence / GNV). Les véhicules au gaz naturel sont de plus en plus

utilisés en Europe et en Amérique du Sud en raison de la hausse du prix de

l'essence, et pour raisons écologiques. Le GNV commence à être adopté pour les

véhicules personnels légers, mais aussi pour les véhicules de transport public, y

compris les trains.

La densité volumique d'énergie du GNV est estimée à 42% du GPL (car il n'est pas

liquéfié), et à 25% de celle du gasoil.

Le GNV peut être utilisé dans les moteurs à quatre temps (essence) et moteurs

diesel modifiés.

La chaine du gaz naturel : - Production, -Traitement, -Stockage -Transport

SEG -

Introduction de la Chaîne gazière

G112*1 - Février 2002

Gaz brûlé

Productio

n

Brute

Gaz réinjecté

Gazoduc

de Transport

Propane

Butane

Pentane & Fractions

lourdes

Usine de

Traitement

Gaz Naturel

Sec

Terminal de

Regazéification

Méthanier

Usine de

Liquéfaction

Usine

Gas-to-Liquids

Secteur Transport (“ produits pétroliers”)

Secteur Résidentiel / Commercial Secteur Industriel Secteur Production d’Électricité Secteur Pétrochimique Secteur Transport (Gaz Naturel Véhicule)

Liquides

Naphta

Kérosène, Gasoil

Résea

u

Distri-

bution

Haute Pression

Basse Pression

Collecter

Collecter les effluents de puits et les transférer au centre de traitement

par un réseau de collectes

Traiter

Séparer le gaz des liquides (eau et/ou condensats) et traiter le gaz aux

spécifications d’export

Compter

Mesurer les volumes exportés à des fins commerciales et fiscales

Exporter

Après compression généralement dans pipeline d’export, pour rejoindre:

Soit un gazoduc et ultérieurement un réseau commercial,

Soit une usine de liquéfaction de gaz pour produire du GNL.

Les étapes de la production

Séparation gaz/condensats

Stabilisation des condensats

Adoucissement du gaz ,si besoin (réduction teneur CO2 et H2S)

Réduction des risques de corrosion (H2S, CO2)

Réduction des risques de pollution par gaz toxique (H2S)

Sèchage du gaz (réduction de la teneur en eau)

Eviter la condensation de liquide pendant le transport par pipe

Réduire le risque de formation d’hydrates

Satisfaire les spécifications d’export

Extraction des liquides C3, C4, C5 (NGL)

Eviter la condensation de liquide pendant le transport par pipe

Satisfaire les spécifications d’export

Récupérer des produits commercialisables

Traitement du gaz naturel: objectifs

Stabilisation Sèchage Adoucissement

(si besoin)

Extraction

liquides

Traitement du gaz naturel

Stockage et transport

SEG -

Volume important

Débit de soutirage moyen/faible

mouvements limités par les

contraintes géologiques

IV- Stockage en nappe aquifère & cavité saline

Faible volume

Fort débit en soutirage

Exploitation plus flexible

Transport par gazoducs

La majorité des gazoducs acheminent du gaz naturel entre les zones

d'extraction et les zones de consommation ou d'exportation.

Les gazoducs sont en majorité terrestres:

-soit enfouis à environ un mètre de profondeur dans les zones habitées ,

-soit posés à même le sol en zone désertique, ou en zone à sol dur; mais la

tendance est de les enterrer de plus en plus.

Leur diamètre varie entre 50 millimètres (2 pouces) et 1400 millimètres (56

pouces).

Nécessité d’avoir des stations de compression à intervalles réguliers pour

maintenir une pression qui peut aller de 15 à 100 bar (généralement autour

de 60b).

Les gazoducs sous-marins (« sealines ») se sont développés pour

transporter le gaz provenant de gisements offshore, ou bien pour des

transports entre pays ou continents (ex: « Transmed », « North stream »,

« Dolphin », etc..)

Onshore Pipeline laying

Source : Arère de Guyenne GRTgaz

Europe main natural gas network

2 Well Head Platforms Ras Laffan

Plant

Receiving Facilities

Dolphin Project scheme

South Pars 2 & 3: Exemple de développement gazier

SEG -

Localisation

Source Total

SEG -

South Pars

Source Total

SEG -

Schéma de développement

Source Total

SEG -

Développement du projet

Source Total

Le gaz naturel liquéfié

La Chaîne GNL

61

Propriétés du GNL

Features Liquid state at -162°C and atmospheric pressure Volumic reduction : 600 m3 gas 1 m3 LNG Colourless / odourless / non-toxic

Conversions 1 t LNG ~ 2.2 m3 LNG 1 t LNG ~ 52 MMBtu 1 Mt LNG ~ 1.39 Bcm gas 1 Mt LNG ~ 1.1 Mt LPG 1 Mt LNG ~ 1.2 Mtoe

Liquefaction 175 MMscf/day gas 1 Mtpa LNG

Power generation 1 Mtpa LNG 1,000 MW

(Combined cycle – 7,000 h/year)

600 m3 Gas 1 m3 LNG

-150

0

50

-100

-200

-250

-50

Oxygene -183 °C Nitrogene -195 °C

n-Butane -0,5 °C

iso-Butane -12 °C Propane -42 °C

Ethane -88 °C

GNL -162 °C

Hydrogene -253 °C

PICTET Cycle – Example of Freezer

CONDENSATION

VAPORIZATION

COMPRESSION

CONDENSATION

BY EXTERNAL

MEANS

PRESSURE

EXPANSION

VAPORISATION

(against fluid to be

cooled)

Liquéfaction

Principe

Gaz

Naturel

H2S,CO2,

NOx,

H2O

W

Pré-traitement

W

Entraînement

Compression

Ligne d’échange

cryogénique

GNL

GPL et C5 +

Liquéfaction Procédés « nouvelle génération »

Les procédés sont définis par les technologies qu’ils emploient (entraînement, compression,

échangeurs cryogéniques)

Retour à la concurrence après le quasi monopole du procédé C3-MR d’APCI

Procédé AP-X MFC Cascade

Optimisée

Liquefin DMR

Bailleur APCI LINDE PHILLIPS AXENS

(IFP)

SHELL

Nombre de

Cycles 3 3 3 2 2

Fluides

Frigorigènes C3, MR, N2 MR C3, C2, C1 MR* MR*

*MR : Mélange Réfrigérant

LIQUEFACTION PROCESS: CASCADE (basic principles)

PRE-TREATMENT

Fractionation

LNG HP MP LP

PROPANE ETHYLENE METHANE

PRE-TREATMENT

Acid removal

Dehydratation

Mercury removal

PRE-COOLING

C3 Cycle LIQUEFACTION

MR Cycle

INLET GAS

Slug-catcher

LIQUEFACTION PROCESS – APCI AP-X Basic principle

Cold-box

Main Heat exchanger

Nitrogen

Cycle

- 120 °C

LNG

APCI - C3/MR PROCESS Spiral wounded heat exchanger (Linde)

Bintulu – Malaysia

Complete

compressor line

Gas turbine

Bintulu – Malaysia

compressor line

overhaul

Usine de liquéfaction : Bontang, Indonésie

Usine de liquéfaction : Bonny, Nigéria

72 LNG projects 2011

1 Train of 4.2 Mtpa

LPG & Condensates

Train 2 under study

Total’s participation: 18.4%

Multiphase production 145 km from the shore

total CO2 re-injection

Start-up: October 2007

Norway – Snøhvit: 1st liquefaction plant in Europe

Jillet 2006

73 LNG projects 2011

Yemen LNG: Total technical leader

Pipeline 38 inch x 320 km

Plant Capacity : 6.9 Mtpa – 2 trains APCI

Final Investment Decision (FID) in 2005

Start-up:

Train 1 October 2009

Train 2 April 2010

Total’s equity participation: 39.62%

QATARGAS 2

QATAR - LE LEADER DU LNG

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Qatargas T1,2,3 RasGas T1,2 RasGas II T3 RasGas II T4 RasGas II T5

Qatargas II T4,5 Qatargas 3 T6 RasGas 3 T6,7 Qatargas 4 T7

Ichthys Field Development Project Overview

Ichthys Reservoir located 260 km offshore

50 subsea wells connected to Central Processing Facility, 20 in 1st phase

CPF – 110m x 110m (topsides 59,000 tonnes), processing capacity of 1,657 MMscfd, compression. Design for cyclonic conditions 10,000 yr survivability (32.2m; 74m/s).

FPSO – 333m long, topsides 35,000 tonnes, processing capacity of 80,000 bbl/day. Design for cyclonic conditions

Offshore condensate will be lifted from the FPSO

Gas exported via 885km pipeline to two x 4.2Mtpa train LNG Plant located at Blaydin point at Darwin

INPEX Operator – TOTAL Partner with 30% Share

Four projects in one “mega” project with 40 years design life

76

Yamal Peninsula

The Yamal Peninsula is located in the north of

Western Siberia and is bordered by the Kara Sea

to the west and by the Gulf of Ob to the east

Its administrative center is Yar-Sale and the

Peninsula has a total population of 16,100

inhabitants

The Yamal territory is located in the tundra zone.

The peninsula consists of mostly permafrost soil

A large part of the peninsula is covered by

swamps and lakes. The northern part is

characterized by wetlands and arctic tundra

The Yamal territory has a large concentration of

natural gas fields. Currently, total explored

reserves constitute more than 16 tcm of natural

gas and more than 230 mmt of gas condensate

Yamal Arctic challenges

Subarctic and arctic climate

Average annual temperature of minus 9°С

Absolute minimum temperature of minus 57°С

Strong winds and blizzards with wind speeds of up to 32

meters/second

Permafrost with depths of up to 300-500 meters

Long-lasting ice cover (about 300 days a year)

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII

Polar day

nightPolar

Average annual temperature

winter spring summer fall

N

S

W E

NE

SE

NW

SW

Annual wind rose

Environment challenges

Yamal Project picture

LIQUEFACTION PLANT MAIN ELEMENTS: LNG Tanks

LNG

Full containment

cryogenic storage tank

Primary container

Thermal insulation

Outer shell

Concrete tank

SEG - 82

BACS DE STOCKAGE

Transport du GNL: Méthanier à membrane

SEG

- 84

METHANIER TYPE MOSS

Delivered in January

2006

147 000 cum

42 m diameter sphere

First tanker built for

Snovhit

Built by MHI for Höegh

Artic Lady following in

April 2006 (Total

operator)

Terminal de regazéification FOS s MER

Terminal de regazéification MONTOIR-DE-BRETAGNE

(France)

Terminal de regazéification DUNKERQUE (en construction)

Pourra assurer 20 % de l’alimentation en gaz naturel de la France et de

la Belgique

Capable d’accueuillir les plus gros méthaniers :345x54m 266000m3

190000m3 de capacité pour les bacs de stockages

93 ième terminal dans le monde

GNL = 30% de la consommation française

Fournisseurs de la France en gaz pipe :Norvège , Russie, Algérie ,Pays

Bas

M. Ducros / D. Saincry

Floating LNG

Le futur: -Les gaz acides

-Les gaz non conventionnels

40 Tcf

EUROPE

CO2

H2S

CO2 + H2S

59 Tcf

SOUTH AMERICA 35 Tcf

AFRICA

641 Tcf

FSU

1552 Tcf

MIDDLE-EAST

249 Tcf

FAR-EAST

Source: Iris 21 database from IHS Energy June 2004

Total

2576 Tcf

Les réserves avec >10% H2S

représentent plus de 300 Tcf ( Lacq = 8 Tcf )

40% des réserves mondiales de gaz sont

acides…(hors Amérique du nord)

Reserves @ > 10% H2S : over 350 TCF

Reserves @ > 10% CO2 : over 650 TCF

High technical cost

Sulfur market saturation

Market cannot absorb increasing sulfur production, due to increasing oil demand and increasing

sulfur removed from crude oil

Increased pressure on CO2 capture and sequestration

As a reference the Lacq field was developped wih a H2S content of 15%

and CO2 content of 10%

Sulfur market saturation

Market cannot absorb increasing sulfur production, due to increasing oil demand

and increasing sulfur removed from crude oil

Increased pressure on CO2 capture and sequestration

Le défi du développement des gisements de

gaz acides ( H2S et CO2 )

Gaz de Roche Mère

Gaz de Roche Mère

- Source : Panorama IFP & FERC – septembre 2009

Production et réserves : rôle du gaz non conventionnel

Gaz de houille : gaz piégé dans du charbon. Canada, Russie et Chine et Australie

constituent 80% des réserves mondiales. 50 Gm3 produits aux USA en 2007

(+3%/an sur les 10 dernières années aux États-Unis)

Gaz coincé (tight gas) : très faible perméabilité (< 0,1 mD). Production par

fracturation ou acidification du réservoir. Début de production : 1970 aux US.

170 Gm3 produits en 2007 aux US (+5% par an sur les 10 dernières années)

Gaz de schistes : 35 000 puits aux Etats-Unis, 30 Gm3 produits en 2007

(+20%/an sur les 10 dernières années)

1 m3 d’hydrate = 180 m3 de gaz naturel. Faible température, haute pression.

70 à 130 fois le volume des réserves conventionnelles de gaz.

USA : premier pays pour la production de gaz non conventionnel : en 2009, 52%

de la production de gaz du pays et 88% de la production mondiale de gaz non

conventionnel.

LE GAZ : Quelques spécificités à retenir

Faible intensité énergétique par unité de volume :1 m3 de gaz naturel a un pouvoir énergétique 1000 fois plus faible qu’un m3 de pétrole ( conditions normales )

Pour un transport économiquement acceptable le gaz doit être comprimé ou liquéfié –GNL- mais ces coûts restent plus élevés que pour le pétrole par unité énergétique

L’essentiel des coûts réside dans les capacités de stockage ,les gazoducs ou la chaine GNL

Il en découle une activité gazière caractérisée par :

une économie gouvernée par les choix logistiques

des liens contractuels souvent contraignants type “take or pay “ entre vendeur et acheteur

l’importance de l’aspect négoce

Une énergie de réseau comme l’électricité à la différence des produits pétroliers

Merci de votre attention

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