Upload
lecong
View
216
Download
0
Embed Size (px)
Citation preview
Building bridges between the oil industry and academic circles by delivering technical or business-related presentations by professors or experts.
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
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
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
ÉLECTRICITÉ GASOIL GPL
ÉLECTRICITÉ CHARBON
FUEL
Résidentiel & Commercial
Industrie
Pro
d. E
lec
tric
ité
Pé
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
$/kW
%
g / kWh
g / kWh
g / kWh
années
1000-1300 600-1300 350-400 1300-2000 1000-3000
38-42 38-42 54-60 35 > 90
1-4 1-2 - - -
1.5-2 1-1.5 0.5-1 - -
- - - 800-900 650-750 350-400
4 3-5 2-3 6-10 8-10
CCGT : Combined Cycle Gas Turbine
Avantages du gaz naturel pour la production d’électricité
Une solution modulaire et flexible à l’encombrement
réduit particulièrement adaptée !!
- Source : GDF
Un coût d'investissement faible
Des délais de construction et d'installation réduits
Une solution modulaire et flexible
Un délai de mise en fonctionnement très court
Fiabilité et simplicité
Un excellent rendement
Une solution propre
Un encombrement réduit
Les avantages des cycles combinés
La technologie Fischer-Tropsch
Trois étapes incontournables
Synthèse
Fischer-
Tropsch
Paraffine
s
CH4
O
2 H2O
CO+H2 Production
de gaz de
synthèse Paraffine
s
Raffinage
des
produits
Kérosèn
e Diesel
Cires
Naphta
20-25% 15-20%
Technologies
Matures
Coûteuses
Développemen
ts
Réacteur+catalyseur
Amélioration design
et rendements
Démonstrations
Hydrocraquage
Mature
Adaptable
Investissement
60%
SEG -
G145*9 – Octobre 2006
Usines GTL dans le monde
Nigeria
Escravos GTL: NNPC / Chevron 34 kb/d, 2009
Qatar Oryx GTL QP/Sasol 34 kb/d 2006 Oryx 2 QP/Sasol 6 b$ ? 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.
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
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..)
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
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%
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
LIQUEFACTION PLANT MAIN ELEMENTS: LNG Tanks
LNG
Full containment
cryogenic storage tank
Primary container
Thermal insulation
Outer shell
Concrete tank
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 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
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 )
- 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
97
CLAUSE DE NON-RESPONSABILITE Total Professeurs Associés (TPA) et/ou chacun de ses professeurs, Total SA et/ou chacune de ses
sociétés affiliées refusent toute responsabilité quelle qu’elle soit pour le contenu de ce cours/cette présentation, ou pour les conséquences de toutes actions prises sur la base de l’information fournie dans ce cours/cette présentation . Ce cours/cette présentation est pour information seulement et n’ a pas vocation à créer un lien contractuel entre le professeur et l’utilisateur .