GAZ NATUREL


GAZ NATUREL
GAZ NATUREL

Mélange d’hydrocarbures saturés composé essentiellement de méthane, le gaz naturel peut être utilisé, comme les autres combustibles fossiles, charbon et pétrole, aussi bien comme combustible et carburant que comme matière première. Il présente donc, au moins potentiellement, une large gamme d’usages massifs.

La consommation mondiale de gaz naturel a représenté, en 1991, environ 22 p. 100 de la consommation d’énergie primaire, au lieu de 10 p. 100 seulement en 1950. Elle a ainsi atteint 1,8 milliard de tonnes d’équivalent pétrole, tep (1 tep est environ égal à 1 200 m3) et ne cesse de croître, notamment grâce à l’absence de pollution qui fait du gaz un combustible recherché dans les zones à forte densité humaine. L’exploration, la production, le traitement et le transport du gaz emploient des centaines de milliers de travailleurs dans le monde, dans une industrie lourde où la productivité de la main-d’œuvre est très élevée. La collecte, le transport et la distribution du gaz naturel ont nécessité la pose de près de 3 millions de kilomètres de conduites, dont plus d’un million sont des conduites de transport proprement dites. Le traitement des gaz bruts permet de récupérer chaque année plusieurs dizaines de millions de tonnes de gazoline et de gaz liquéfiés, et de produire environ un quart du tonnage mondial du soufre. Le gaz naturel et ses coproduits constituent des éléments de base appréciés pour l’industrie de l’ammoniac et la pétrochimie (plastiques, caoutchoucs et fibres synthétiques).

Bien que l’on retrouve des manifestations de sa présence dans la plus haute antiquité, le développement de sa consommation est un phénomène très récent; en effet, son état gazeux qui le rend plus difficilement transportable, donc exploitable, a longtemps constitué un handicap. De ce fait, le gaz naturel paraît aujourd’hui la plus jeune, après l’énergie atomique, des sources d’énergie primaire.

Le développement des usages du gaz naturel et la mise en exploitation corrélative de réserves inexploitées ou gaspillées (gaz «fatal» brûlé aux torchères des puits pétroliers) sont donc étroitement tributaires des solutions techniques, de plus en plus hardies, qui permettront d’assurer, à des conditions économiques, le transport intercontinental du gaz.

Or, le transport massif d’un gaz n’est pas chose aisée. Dans les conditions normales de température et de pression, pour une même valeur calorifique, le gaz occupe un volume mille fois plus important que le pétrole. Aussi le transport du kilowattheure gaz revient-il en moyenne deux à trois fois plus cher que celui de son équivalent énergétique pétrole. Les caractéristiques technico-économiques du transport et de la distribution imposent de desservir des marchés importants, concentrés et réguliers.

Le gaz naturel eut longtemps deux caractéristiques: produit de second plan, il restait le parent pauvre du pétrole dont il accompagnait l’extraction; il était un produit essentiellement nord-américain. Mais, depuis la fin de la Seconde Guerre mondiale, de vastes gisements de gaz – sans pétrole – ont été découverts et progressivement mis en exploitation, notamment au Canada, en Italie, en Roumanie, en France, en Union soviétique, en Algérie, aux Pays-Bas et en mer du Nord.

L’accroissement des réserves prouvées, dans certains pays, et les progrès réalisés dans les transports terrestres et maritimes du gaz, tant sous forme gazeuse que sous forme liquide, ont contribué à développer les échanges internationaux.

À cet égard, des liens nouveaux s’établissent entre les pays industrialisés consommateurs et les pays producteurs, souvent en voie de développement, grâce aux réalisations et aux projets en cours de chaînes de liquéfaction de gaz naturel, qui peuvent, pour ces nations exportatrices, renforcer leur processus d’industrialisation et contribuer ainsi à leur essor économique.

Enfin, la montée des préoccupations environnementales et écologiques est probablement l’argument le plus puissant, parfois le plus urgent, des choix énergétiques en faveur du gaz naturel. Le gaz est un combustible «propre»; il n’émet pas d’oxyde de soufre, très peu d’imbrûlés, pas de particules solides ni de suies, et se place de façon satisfaisante sur le plan des émissions de monoxyde de carbone et des oxydes d’azote. Pour la même quantité d’énergie fournie, il rejette largement moins de dioxyde de carbone que les autres énergies fossiles: de 20 à 23 p. 100 en moins que les fiouls pétroliers et de 40 à 50 p. 100 en moins que les combustibles solides.

En conséquence, dans un cadre environnemental de plus en plus sensible, qu’il s’agisse de qualité de l’air, de pluies acides, d’effet de serre ou d’ozone troposphérique, avec des normes d’émission de plus en plus sévères, le gaz dispose d’atouts puissants face aux autres combustibles fossiles.

1. Historique

Les plus anciens documents que l’on possède sur les manifestations du gaz naturel concernent les «feux éternels» du Moyen-Orient (trois millénaires avant notre ère) et du Caucase (VIIe siècle avant notre ère). Des puits de pétrole et de gaz étaient déjà exploités au Japon au VIIe siècle après J.-C.; au XVIIe siècle, les puits, qui pouvaient atteindre cent mètres de profondeur, étaient creusés par un ouvrier descendu au bout d’une corde. Ce n’est qu’au début du XIXe siècle que les méthodes se perfectionnèrent sous l’influence de la Chine. Les Chinois furent sans nul doute les plus grands foreurs avant l’emploi des méthodes modernes. Plusieurs siècles avant J.-C., ils avaient mis au point des techniques de forage pour obtenir du sel; ils rencontraient parfois des accumulations de gaz naturel. Le gaz était alors capté en tête de puits par des tubes de bambou, et servait à alimenter les chaudières des
salines; il assurait en outre l’éclairage des rues et des halles; l’excédent était, comme aujourd’hui, brûlé à l’air libre.

En Europe, les émanations de gaz naturel des «fontaines de feu» ou «fontaines ardentes» de l’Antiquité ou du Moyen Âge intriguèrent beaucoup nos ancêtres, mais n’aboutirent jamais, comme en Chine, à une exploitation quelconque. L’industrie du gaz de houille naquit en Europe vers la fin du XVIIIe siècle et devait assurer, pratiquement toute seule, la satisfaction des besoins d’éclairage. Dans le même temps, l’industrie du gaz naturel naissait et se développait aux États-Unis.

2. Situation actuelle

De 1950 à 1990, la production mondiale commercialisée (fig. 1 et tabl. 1) a été multipliée par près de trente, passant de 73 milliards de mètres cubes à environ 2 000 milliards de mètres cubes, alors que les réserves prouvées ont atteint, à la fin de 1991, 142 000 milliards de mètres cubes, représentant plus de soixante-cinq ans de production au rythme actuel. Le tableau 2 indique, en pourcentage pour les années considérées (de 1970 à 1992), la répartition de la production commercialisée et des réserves par grands pays ou grandes zones géographiques.

Dans le domaine de la production, le tableau confirme la prééminence de la C.E.I. Mais il met aussi en évidence la montée des nouveaux venus.

La répartition actuelle des réserves fait nettement ressortir deux grandes zones gazières mondiales: l’ex-U.R.S.S., avec près de 40 p. 100, et le Moyen-Orient, avec plus de 30 p. 100. L’Amérique du Nord a perdu, à cet égard, la place dominante qu’elle occupait encore au début des années 1960. Il convient toutefois de ne pas oublier que la situation des réserves n’est valable qu’en un moment donné, des découvertes, résultant des recherches en cours, pouvant toujours survenir et modifier la répartition.

Le déséquilibre que l’on observe entre la répartition des réserves et des productions commercialisées peut s’expliquer de deux façons:

– certains pays exploitent leurs réserves à des niveaux très élevés; c’est essentiellement le cas des États-Unis et, dans une moindre mesure, de l’Europe occidentale;

– d’autres pays n’ont pas encore la possibilité d’exploiter commercialement leurs réserves à un niveau suffisant, tels certains États d’Afrique, du Moyen-Orient et d’Extrême-Orient.

La part du gaz naturel dans la demande mondiale d’énergie primaire a augmenté jusqu’au début des années 1970, passant de 4,4 p. 100 en 1929 à 9,3 p. 100 en 1950, 14 p. 100 en 1960, 17 p. 100 en 1970. En revanche, entre 1970 et 1980, la part du gaz naturel est restée assez stable, puis a de nouveau augmenté entre 1980 et 1990 pour atteindre un peu plus de 20 p. 100. Cette consommation reste, cependant, très inégalement répartie et se manifeste essentiellement dans les pays industrialisés.

L’Amérique

Aux États-Unis, l’élément marquant de la décennie de 1980 a été la déréglementation des marchés du gaz, surtout en ce qui concerne le transport et les prix. Cela s’est traduit, en particulier, par le libre accès des tiers au réseau et la création de marchés «spot» (c’est-à-dire à très court terme). Depuis lors, la généralisation des ventes spot a conduit à des prix très compétitifs, mais très instables.

Les perspectives donnent à penser que la production de gaz aux États-Unis devrait rester aux alentours de 500 milliards de mètres cubes en l’an 2000.

La consommation de gaz naturel pourrait en revanche continuer à augmenter, grâce à la relève des approvisionnements traditionnels par les gaz importés du Canada. Cependant, la contribution du gaz actuel aux besoins énergétiques des États-Unis devrait se stabiliser, en valeur relative, jusqu’à la fin du XXe siècle (23 p. 100 en 1993).

Au Canada, la découverte, en 1947, d’une série de grands gisements en Alberta est à l’origine du remarquable développement de l’industrie du gaz naturel. La production atteint plus de 100 milliards de mètres cubes en 1990. Elle devrait continuer à croître dans les prochaines décennies, notamment grâce aux découvertes récentes réalisées dans les zones arctiques.

En Amérique latine, plusieurs pays, dont l’Argentine, Trinité et Tobago, le Venezuela, le Mexique, disposent de réserves substantielles de gaz naturel, souvent sous forme de gaz associé au pétrole. Faute de débouchés locaux suffisants, une part notable de la production – de 30 à 40 milliards de mètres cubes par an – est soit brûlée aux torchères (Venezuela, Argentine) ou, au mieux, réinjectée dans les gisements d’huile pour en améliorer l’exploitation. En 1990, la production commercialisée a cependant atteint 85 milliards de mètres cubes en Amérique latine, principalement au Mexique, au Venezuela et en Argentine. Le développement de réseaux intérieurs de gazoducs devrait permettre d’accroître les consommations locales de gaz.

C.E.I. et pays de l’Est

Les productions des pays de l’Est sont destinées en totalité à satisfaire leurs besoins propres: pour compenser le déclin des gisements, des importations de gaz en provenance de l’ex-U.R.S.S. ont dû être contractées. Avec la libéralisation, la plupart de ces pays cherchent maintenant une diversification de leurs sources d’approvisionnement (mer du Nord).

La C.E.I. apparaît actuellement comme la plus importante région gazière du monde, avec près de 40 p. 100 des réserves prouvées et une production de 810 milliards de mètres cubes en 1990, qui pourrait dépasser 1 000 milliards avant l’an 2000.

La majorité des nouvelles réserves ont été découvertes dans l’est du pays et, en particulier, en Sibérie, dans la région de Tioumen (nord-ouest de la Sibérie). La Sibérie orientale, encore peu prospectée, pourrait également contenir d’immenses réserves gazières. La mise en exploitation de ces gisements, très éloignés des centres de consommation, a conduit à la pose de canalisations très longues et de grand diamètre (jusqu’à 1 500 mm).

La production de gaz naturel en C.E.I. a pour la première fois reculé sensiblement (face=F0019 漣 4 p. 100) en 1991, pour l’essentiel dans les républiques hors Russie. Elle n’est actuellement limitée que par des problèmes d’infrastructure, et non de ressources. Ainsi, de grands projets de transport de gaz depuis la Sibérie sont étudiés ou en cours de réalisation pour l’alimentation des pays d’Europe de l’Ouest, importateurs assurés ou potentiels de ce gaz.

Pour leur part, les pays de la C.E.I. ont consommé en 1990 environ 700 milliards de mètres cubes, le surplus étant exporté vers les pays de l’Europe orientale et occidentale. Le gaz naturel devrait continuer à couvrir environ 40 p. 100 des besoins de ces pays en énergie primaire jusqu’en l’an 2000.

Europe occidentale

En Europe occidentale, les premiers succès ont été enregistrés vers 1950, lors de la mise en exploitation des gisements de gaz naturel découverts en Italie, dans la plaine de Pô; en Autriche, dans la région de Vienne; en France, dans le Sud-Ouest, au pied des Pyrénées où le gisement de Lacq venait, en 1957, renforcer les émissions de Saint-Marcet exploitées depuis 1942; en république fédérale d’Allemagne, entre l’Ems et la Weser; mais l’essor de la production européenne date de la mise en exploitation du très important gisement de Slochteren, découvert en 1960 aux Pays-Bas, dans la province de Groningue et dont les réserves initiales comptaient, avec Panhandle, au Texas, Hassi R’Mel en Algérie et les nouveaux gisements sibériens, parmi les plus élevées du monde. Ce développement s’est accéléré avec la mise en production des gisements découverts en mer du Nord. Le niveau de production de gaz naturel atteint en Europe occidentale en 1990 – 200 milliards de mètres cubes – devrait se maintenir jusqu’en 2000, les nouveaux champs norvégiens et britanniques de la mer du Nord compensant, depuis 1985, le déclin des productions terrestres de plusieurs pays européens, dont la France.

En 1990, la production totale française, provenant à 99 p. 100 du Sud-Ouest, s’élève à 3 milliards de mètres cubes, représentant 10 p. 100 des quantités de gaz consommées en France (32 milliards de mètres cubes).

Afrique, Moyen-Orient et Australasie

L’Afrique dispose de réserves prouvées de gaz considérables et, probablement, d’un potentiel gazier bien supérieur, compte tenu du faible niveau relatif de l’exploration sur ce continent. Les possibilités locales de consommation n’étant pas encore en harmonie avec les possibilités de production, l’exploitation des champs est tributaire des progrès réalisés dans l’établissement des chaînes de gaz naturel liquéfié (G.N.L.) et du développement d’une industrie chimique. La première chaîne commerciale au monde de G.N.L. a d’ailleurs été établie d’abord entre Arzew (près d’Oran) et Canvey Island (Angleterre) en 1964, puis entre Arzew et Le Havre en 1965 pour offrir un débouché au gaz de Hassi R’Mel. Ce gisement, découvert en 1956, a été mis en exploitation en 1962. Il alimente les unités de liquéfaction algériennes d’Arzew et de Skikda, à partir desquelles le G.N.L. est exporté vers l’Europe et les États-Unis.

La Libye dispose de réserves de gaz associé au pétrole. Une partie importante du «gaz fatal» produit à ce titre est brûlé aux torchères ou réinjecté, et, depuis 1971, une chaîne de G.N.L. alimente maintenant l’Espagne à partir de Marsa-el-Brega.

Les recherches couronnées de succès menées au Nigeria, au Moyen-Orient, en Asie du Sud-Est et en Australie devraient conduire, dans les années à venir, à la production d’importants volumes additionnels de gaz naturel, dont la majeure partie devrait très probablement être exportée sous forme de G.N.L. vers l’Europe et l’Asie, le reste pouvant donner lieu à des consommations locales, notamment pour la production d’énergie, d’ammoniac, de méthanol ou, dans le futur, de carburants.

3. Nature, origine et recherche du gaz naturel

Le gaz naturel et le pétrole brut sont constitués par des mélanges d’hydrocarbures accompagnés ou non de composés oxygénés, azotés ou sulfurés. Ces hydrocarbures sont très probablement d’origine organique. D’après les hypothèses les plus vraisemblables, la matière première aurait été essentiellement formée par les micro-organismes, animaux et végétaux, de la zone superficielle des océans.

Mais il existe d’autres hypothèses dont il importe de tenir compte pour définir une politique éclairée aux équipes de recherche. Les deux principales sont le métamorphisme de charbons bitumineux et le volcanisme (on a remarqué que certaines roches éruptives et l’atmosphère de certaines planètes contiennent du méthane).

Le tableau 3 illustre la variété des compositions, en volume, de quelques gaz bruts.

Les analyses ne concernent que la phase gazeuse. Très souvent l’exploitation d’un gisement se traduit à la sortie du puits par un mélange biphasique, la phase liquide pouvant être plus ou moins importante.

Leurs constituants essentiels appartenant à la même famille chimique, le gaz naturel et le pétrole brut ont vraisemblablement la même origine; les conditions d’existence des gisements sont les mêmes et leur prospection relève des mêmes techniques [cf. PÉTROLE]. On constate, a posteriori, que certaines régions paraissent plutôt gazéifères que pétrolifères – c’est le cas de l’Aquitaine et de la mer du Nord – ou que les gisements de gaz paraissent associés à certaines couches géologiques bien définies. Il semblerait aussi que la probabilité de trouver du gaz plutôt que de l’huile augmente avec la profondeur des forages. Mais, au stade initial de la recherche dans une région nouvelle, rien ne permet vraiment encore aujourd’hui de prévoir si l’on découvrira du gaz ou de l’huile et de diriger les travaux en conséquence.

On considère généralement qu’il est souhaitable, pour garantir un approvisionnement à long terme, que les réserves soient supérieures à quinze fois la production annuelle courante. En 1990, le ratio réserves prouvées/production brute de gaz naturel est voisin de 65, ce qui montre clairement les possibilités d’accroissement de production. Toutefois, d’ici à l’an 2000, les besoins mondiaux en énergie auront progressé; et le maintien d’un ratio élevé entre réserves et production de gaz naturel suppose la découverte massive de nouvelles réserves et une exploitation plus rationnelle de celles qui le sont déjà.

4. Exploitation d’un gisement

Lorsqu’un gisement est découvert, on peut être en présence: d’un gisement qui ne renferme que du gaz, avec parfois un peu de pétrole associé (Lacq); d’un gisement qui ne renferme que du pétrole; ou encore d’un gisement qui renferme du gaz et beaucoup de pétrole.

Lorsqu’il ne peut être commercialisé faute de débouchés, le gaz associé à la production de pétrole, parfois appelé «gaz de sonde» ou «gaz fatal», est «torché» ou réinjecté dans le gisement pour y maintenir la pression; éventuellement il est préalablement traité, ce qui permet d’en retirer tel ou tel constituant particulièrement intéressant sur le plan économique. Il se brûle actuellement plus de 100 milliards de mètres cubes par an de gaz fatal dans le monde, en Amérique latine, en Afrique, au Moyen-Orient et en Australasie.

La découverte faite, il faut déterminer, comme dans toute industrie, si un développement est possible, c’est-à-dire si les revenus attendus de la commercialisation des réserves sont susceptibles d’assurer une rentabilité convenable aux immobilisations à consentir. Pour cela on s’attachera à déterminer:

– les réserves qui dépendent essentiellement de la configuration géologique du site, des caractéristiques de la roche réservoir et de la pression de gisement initiale. On distinguera les réserves en place des réserves utiles ou récupérables, qui représentent généralement 70 à 80 p. 100 des premières; selon la probabilité de leur existence, on distinguera également les réserves prouvées des réserves probables et des réserves possibles, toutes plus certaines que les réserves estimées;

– le mécanisme de drainage et le potentiel unitaire de production des puits, qui interviendront dans la cadence d’extraction et dans les investissements du champ de production;

– la composition du gaz, dont dépendra le traitement qu’il devra subir, le nombre et la qualité des produits que l’on pourra commercialiser;

– les charges représentées par les dépenses d’investissement et les frais de fonctionnement des installations de production, de traitement, de transport et de distribution;

– la situation du marché et des prix, les tendances et perspectives concernant le gaz et les produits associés, en fonction desquelles sera fixée la politique de commercialisation.

Ces problèmes d’optimisation sont certes communs à bien des industries et notamment à tous les champs d’hydrocarbures liquides ou gazeux. Ils sont actuellement traités sur ordinateur selon des programmes qui s’affinent avec l’expérience. Mais, alors que pour un gisement d’huile les projets d’exploitation optimale dépendent essentiellement des caractéristiques propres du gisement, pour un gisement de gaz le facteur prépondérant est le plus souvent l’environnement, c’est-à-dire le marché et les moyens d’évacuation. La figure 2 résume les deux politiques que l’on peut suivre pour exploiter un gisement.

5. Traitement

Un gaz naturel brut est rarement transporté et utilisé en l’état. Le producteur est, en effet, contraint de livrer à la consommation un gaz conforme aux spécifications réglementaires édictées par les pouvoirs publics pour assurer la sécurité du transport et des usagers. Le gaz doit être sec, dans les conditions de température et pression de transport, c’est-à-dire qu’il ne doit pas présenter de phase liquide sous forme d’eau ou d’hydrocarbures, et débarrassé des composés acides ou des corps toxiques comme l’hydrogène sulfuré. Le fonctionnement des appareils desservis par le réseau qu’il alimente n’est normal que si son pouvoir calorifique et sa densité ne varient que dans des limites convenues.

Parmi les éléments dont le gaz doit être épuré, il en est qui n’offrent aucune valeur marchande – gaz carbonique ou azote – mais d’autres peuvent présenter un intérêt, c’est-à-dire couvrir, partiellement ou totalement, les frais de traitement ou même procurer de nouvelles ressources; ce sont le propane, le butane, les essences, l’hélium et le soufre. Le gaz épuré obtenu peut encore contenir une certaine quantité d’éthane, de propane et de butane qui parfois justifient une extraction complémentaire.

Compte tenu de la diversité même des compositions, les installations de traitement peuvent varier considérablement. Étant donné les conditions de température et de pression régnant dans les gisements, le gaz naturel est saturé en eau. Aussi rencontret-on partout des installations de séchage; la séparation de la phase liquide est parfois effectuée dès la tête de puits. Les installations de traitement, très réduites pour le gaz de Slochteren et de Hassi R’Mel où il s’agit d’une simple séparation des hydrocarbures liquides, atteignent une réelle complexité avec des gaz du type de celui de Lacq (fig. 3). Les productions associées au traitement du gaz peuvent atteindre des tonnages très importants; aux États-Unis, plus de 50 Mt de condensats liquides sont produits chaque année sous forme de gaz liquéfiés ou de naphta, et utilisés comme matière première, combustible ou carburant.

6. Transport et stockage en phase gazeuse

Un gaz peut être transporté et stocké sous forme gazeuse ou sous forme liquide. Le gaz naturel liquéfié faisant l’objet d’un chapitre particulier, on ne traitera ici que des opérations réalisées en phase gazeuse.

Transport

On peut comprimer le gaz naturel (pressions de 100 à 200 bar) dans des bouteilles ou containers métalliques. Cette méthode est utilisée pour le gaz destiné soit à des usages discontinus – carburation automobile – soit à de petites distributions publiques isolées. Elle conduit à des investissements élevés par mètre cube transporté et à des manipulations coûteuses. Ses applications sont donc très limitées.

La solution normale est d’utiliser la pression du gaz au sortir des installations de traitement ou de comprimer le gaz pour le faire circuler dans un réseau de conduites. Les pressions de service habituelles dans les réseaux de transport s’échelonnent actuellement en Europe de 67 à 80 bar.

Le transport d’un débit gazeux Q (m3/h) entre les points A et B sur une longueur l (km) de canalisation de diamètre D (mm) entraîne une « perte de charge » entre le départ et l’arrivée, telle que:

Cette perte de charge peut s’exprimer par la formule de Renouard sous la forme simplifiée:

qui met en évidence que la perte de charge par unité de longueur P2 l -1 est proportionnelle au carré du débit et inversement proportionnelle à la puissance cinquième du diamètre. Si l’on impose à la perte de charge unitaire au cours du transport d’être constante, on a la relation:

En différenciant la relation (2), il vient la relation (3):

qui traduit la loi selon laquelle le débit transporté croît beaucoup plus vite que le diamètre de la canalisation, pour une perte de charge donnée par unité de longueur. Ainsi, une augmentation de diamètre de 10 p. 100 entraîne un accroissement de la capacité de transport de 25 p. 100. L’investissement I étant, en première approximation, proportionnel au diamètre D de la canalisation, la relation (3) peut s’écrire sous la forme:

qui montre que le transport du gaz par canalisation est une activité à rendement croissant, le coût marginal (dI )/(dQ ) de la capacité de transport supplémentaire dQ n’étant égal qu’à 40 p. 100 du coût moyen I /Q .

D’où l’intérêt de recourir à des canalisations de grand diamètre, atteignant ou dépassant 1 000 mm. Les immobilisations nécessitées par la réalisation d’un réseau de transport sont très lourdes; de ce fait, les charges fixes représentent de 80 à 90 p. 100 du coût du transport.

Aussi, sauf à poursuivre des objectifs politiques particuliers, comme aider au développement économique d’une région ou éviter de concurrencer une autre source d’énergie, le transporteur de gaz cherche-t-il à desservir des marchés importants, concentrés et réguliers qui lui assureront le moindre coût unitaire de transport (tabl. 4).

Les solutions rationnellement établies pourront varier d’un pays à l’autre en raison des conditions locales: évolution prévisible des débits à assurer dans le temps, coûts relatifs des différents investissements.

Les États-Unis disposent du plus dense réseau de collecte, transport et distribution, du monde, avec plus de 500 000 km de canalisations de transport. La C.E.I. possède, pour sa part, plus de 150 000 km de gazoducs affectés au transport massif du gaz d’est en ouest; ce sont surtout des tuyaux de grand diamètre, souvent supérieur à 1 000 mm. De nouveaux gazoducs de grande capacité sont en cours de réalisation, afin d’accroître les exportations de gaz vers l’Europe occidentale.

Les plus grandes réalisations sont indiquées dans le tableau 5.

Les réseaux de transport comportent des stations de compression régulièrement espacées, et l’on note, là aussi, une tendance marquée vers l’usage d’unités de plus en plus importantes.

Stockage

Assurer au meilleur coût l’équilibre entre une demande, variable par nature, et une offre, souhaitée aussi stable que possible, est le problème constant des producteurs, des transporteurs et des distributeurs de gaz naturel. L’étude des caractéristiques de la demande est donc très importante; elle définit, avec leur évolution dans le temps, les volumes à fournir en différents points par heure, par jour, par mois, par saison, par année, et permet de dimensionner au mieux les différents éléments de l’ensemble production-transport et de dresser un échéancier des actions nécessaires.

Pour un consommateur donné, si l’on porte en ordonnée la consommation journalière et en abscisse le nombre de jours pendant lesquels la consommation a dépassé une valeur déterminée, on obtient une courbe en S, dite des émissions classées.

Pour les années à venir et selon l’incidence des différents facteurs, on peut tracer des courbes en S d’émissions espérées; la synthèse de ces courbes, compte tenu d’un certain foisonnement, permet de définir, pour une année, et de proche en proche, la caractéristique de la demande en différents points et pour l’ensemble d’un réseau. En raison des investissements qui sont à prévoir, on cherche généralement à déterminer quelles installations de production et de traitement, et même de transport, permettront de satisfaire les besoins annuels moyens. En portant cette valeur moyenne sur la courbe des émissions espérées, on définit deux aires hachurées qui sont égales par définition et traduisent la modulation saisonnière des besoins sur le réseau. L’aire supérieure représente le déficit de la production qu’il faudra combler en hiver pour faire face aux pointes de consommation, et l’aire inférieure l’excédent de la production dont il faudra trouver le placement en été (fig. 4).

Pour fixer les idées, les fournitures mensuelles de gaz sur les réseaux du sud-ouest de la France varient sur une année dans un rapport de un à six entre le mois le plus chaud et le mois le plus froid. Le fournisseur peut soit chercher à niveler cette courbe en S (il passe des contrats prévoyant l’effacement ou l’interruptibilité de tout ou partie de la fourniture dans des conditions convenues de préavis et de durée; il agit sur la structure des tarifs pour inciter, par des primes fixes bien calculées, le consommateur à régulariser ses enlèvements), soit s’équiper pour faire face à la demande ainsi caractérisée en créant des stockages.

En fait, l’ajustement des fournitures aux demandes est recherché par la mise en œuvre conjuguée de moyens tant techniques (dimensionnement des installations de production, de transport et de stockage) que commerciaux (conditions générales de fourniture; dispositions contractuelles particulières et tarification). La capacité gazométrique des conduites du réseau est certes importante mais elle est à considérer comme une facilité d’exploitation à très court terme – de quelques heures à un jour – et non comme une possibilité d’ajustement saisonnier des disponibilités à la demande.

La solution a été trouvée aux États-Unis où, très tôt, on a songé à utiliser les gisements épuisés comme stockages souterrains. Ainsi, plus de cinq cents réservoirs souterrains sont en service en 1992, représentant une capacité de stockage totale supérieure à 220 milliards de mètres cubes.

En Europe, où l’industrie du gaz naturel est récente et où il n’existe pratiquement pas de gisements épuisés, on a cherché à équiper des structures géologiques propices: par exemple, un anticlinal présentant un terrain aquifère prisonnier entre deux couches imperméables. Créer un stockage consiste à refouler l’eau de la nappe par du gaz sous pression qui prend sa place; l’étanchéité du réservoir est assurée, en haut, par la couche imperméable, en bas, par la nappe aquifère.

Onze stockages de ce type existent déjà en France et plusieurs autres sont à l’étude. Au total, leur capacité utile représente, en 1992, plus de 9 milliards de mètres cubes. Pour écrêter les consommations de pointe, on peut créer de vastes cavités dans des dômes ou des couches de sel; par injection d’eau, on lessive le sel, et l’évacuation de la saumure crée des cavités où le gaz est stocké sous pression. Cette technique, très utilisée aux États-Unis, se répand en Europe et dans le monde. Trois stockages de ce type existent en France, un développé en 1970 à Tersanne, un autre en 1978 à Etrez, dans la région lyonnaise, et le troisième en cours de développement à Manosque.

Les stockages souterrains représentent généralement le moyen technique le plus économique pour assurer la sécurité des émissions et satisfaire une demande fluctuante. On conçoit que leur emplacement influe notablement sur les caractéristiques du réseau de transport: placé au point de départ, un stockage régularise la production et assure la sécurité d’alimentation de tout le réseau; placé en bout de réseau, près d’un grand centre de consommation, il permet en outre d’améliorer très sensiblement le taux d’utilisation de l’ensemble de transport et donc d’éviter, ou de différer, des surdimensionnements coûteux.

7. Utilisation

De par sa composition, le gaz naturel peut être utilisé aussi bien comme combustible que comme matière première.

Dans les deux cas, il doit être offert à un prix qui lui permette de concurrencer les produits pétroliers, voire le charbon et l’électricité. Ce prix est appelé prix d’équivalence.

Compte tenu des caractéristiques propres à chacun de ces combustibles fossiles et des différentes conditions d’emploi, on conçoit que ce prix d’équivalence ne puisse être unique mais soit spécifique pour un usage précis en un lieu et un temps donnés.

Gaz naturel source d’énergie

Comme tous les combustibles gazeux, le gaz naturel présente maint avantage technique: facilité des réglages, donc possibilité de hauts rendements; réduction des investissements (ni emplacement, ni matériel, ni accessoires de stockage; simplicité du matériel de combustion et de régulation); frais réduits d’exploitation et d’entretien, en raison de la non-corrosion du matériel utilisé, de l’absence de suie et de scories; suppression des temps morts, d’où augmentation possible des cadences de production.

Le gaz naturel y ajoute ses avantages spécifiques: sa non-toxicité, la constance de sa composition et l’absence de soufre permettent des réglages stables et évitent la pollution atmosphérique; la pression de distribution élevée autorise l’utilisation de canalisations de faible diamètre et une gamme de brûleurs plus étendue. Tous ces avantages sont appréciés des commerçants et industriels, car ils permettent généralement de valoriser le kilowattheure gaz mieux que son équivalent charbon ou fioul.

Le marché domestique – utilisations individuelles – est certainement le domaine privilégié du gaz. On a partout constaté un développement considérable de ces usages avec l’arrivée progressive du gaz naturel qui lui permet de prendre une part notable du marché de la production d’eau chaude et du chauffage central individuel.

Le marché commercial – consommation des établissements publics ou privés: collectivités, boulangeries, blanchisseries, chaufferies collectives des grands ensembles – est très prometteur et devrait s’ouvrir de plus en plus au gaz naturel, notamment à la suite des mesures prises ou à prendre pour lutter contre la pollution atmosphérique.

Le marché industriel représente, en 1990, 30 p. 100 des ventes de gaz naturel en France, contre environ 60 p. 100 aux États-Unis.

Les usages «vapeur» constituent une part importante des consommations mais ils conduisent aux prix d’équivalence les plus bas. Ils trouvent leur expression la plus achevée dans les centrales thermiques. Cette utilisation peut surprendre alors que les chaudières modernes sont aptes à consommer dans de bonnes conditions des combustibles de mauvaise qualité. Cependant l’importance de la consommation – un groupe de 125 mégawatts consomme 750 000 m3/j de gaz à 11,3 kWh/m3 – permet d’assurer, lors de la mise en service d’un ensemble de transport, un remplissage satisfaisant des conduites et un taux de marche convenable pour les installations de production et traitement. Cette consommation peut constituer un volant de disponibilités pour des industries nouvelles ou des besoins supplémentaires de clients déjà desservis. En effet, la souplesse de marche de ces installations autorise des fournitures de gaz interruptibles dont l’importance est considérable pour la régularisation de la demande globale.

En ce qui concerne les centrales électriques, les performances des technologies de cogénération et des cycles combinés , les difficultés du nucléaire et les coûts de dépollution des centrales à charbon, la suppression des mesures réglementaires discriminatoires vis-à-vis de l’utilisation du gaz en centrales (États-Unis et C.E.E.) autorisent un large retour de celui-ci dans la génération d’électricité dans les pays de l’O.C.D.E.

Le secteur des transports, qui paraissait encore inaccessible au gaz naturel, voit s’ouvrir des perspectives prometteuses. Le gaz naturel comprimé pour véhicules (G.N.V.) n’est plus une curiosité technique, c’est maintenant une réalité industrielle; des flottes importantes sont en activité ou en projet, dans les pays en postmaturité de leur marché gazier (États-Unis, Canada, Italie), et pourraient l’être aussi dans les nouveaux pays producteurs (Algérie, Russie, Argentine...).

Gaz naturel matière première

Le gaz naturel a joué un rôle important comme matière première dès les premières années de l’avènement de l’industrie du gaz naturel; ainsi aux États-Unis et en Roumanie, pour la production du noir de fumée, ou en Allemagne pour la production d’acétylène et de produits dérivés.

La chimie fondée sur le gaz naturel transforme le méthane mais aussi tous les composants du gaz brut tels l’éthane, le propane, le butane et les essences. On n’évoquera ici que les réactions basées sur le méthane qui est le principal composant. La stabilité chimique qui caractérise ce corps a limité son usage massif à la fabrication de l’ammoniac et du méthanol ; mais il intervient dans d’assez nombreuses réactions industrielles.

Par craquage du méthane, on obtient un gaz de synthèse, mélange d’hydrogène, de composés hydrocarbonés et d’oxydes de carbone, qui peut conduire à l’acétylène ou à l’éthylène, ou bien servir de matière première pour la fabrication de l’ammoniac et du méthanol. Aux États-Unis, 90 p. 100 de la production de méthanol sont assurés par le gaz naturel ainsi que la quasi-totalité de la production d’ammoniac. Cette synthèse offre une possibilité d’exploitation des ressources en gaz naturel des pays encore peu industrialisés. D’importantes usines, notamment en Alaska et sur les rives du golfe Persique, sont créées.

Par des réactions de chloration, nitration et sulfuration, on peut obtenir toute une gamme de produits intéressants:

– le chlorure de méthyle, de méthylène, le chloroforme et le tétrachlorure de carbone;

– le tétranitrométhane, utilisable comme combustible dans les fusées;

– l’acide cyanhydrique, base des résines acryliques, métacryliques à partir desquelles on fabrique le Plexiglas et des fibres acryliques du type Orlon;

– le sulfure de carbone, qui est un solvant.

Les propriétés réductrices du méthane sont utilisées dans le traitement du minerai de fer. L’injection du méthane permet de réduire la consommation de coke de 10 à 15 p. 100 et d’augmenter la productivité du haut fourneau de 5 à 7 p. 100. Actuellement, de nombreux hauts fourneaux, dans le monde industrialisé, sont équipés d’une injection de gaz naturel.

8. Le gaz naturel liquéfié (G.N.L.)

Les techniques de liquéfaction, de stockage et de transport de gaz naturel à l’état liquide, considérées jusqu’aux années soixante comme expérimentales, ont pris une place de plus en plus grande dans le développement de l’industrie du gaz naturel.

Les deux dernières décennies ont vu une progression spectaculaire et régulière du marché du G.N.L.: ainsi, entre 1970 et 1990, les volumes annuels échangés sont passés de 3 à 72 milliards de mètres cubes (en équivalent gazeux, soit de 2 à 53,5 millions de tonnes de G.N.L.), finissant par représenter près de 25 p. 100 des échanges internationaux de gaz naturel. Pour 1992, le chiffre de 81 milliards de mètres cubes (60 millions de tonnes) a été atteint.

La croissance des consommations dans les pays fortement industrialisés nécessite, en effet, le recours à des sources d’énergie de plus en plus éloignées des centres de consommation, les ressources locales étant naturellement limitées. Les mers et les océans constituèrent, pendant de nombreuses années, un obstacle quasi infranchissable pour les transports intercontinentaux de gaz naturel, la pose d’une conduite sous-marine étant d’un coût élevé, voire impossible à réaliser économiquement au-delà d’une certaine distance, ou techniquement au-delà d’une certaine profondeur.

La transformation momentanée du gaz naturel en liquide en diminue le volume (1 mètre cube de G.N.L., à 漣 160 0C, sous la pression atmosphérique, équivaut à 600 mètres cubes de gaz dans les conditions normales) et, dans certains cas, rend économiques les opérations de transport maritime et de stockage. Si, dans son principe, cette méthode est simple, elle pose des problèmes technologiques difficiles, dus, notamment, à la température très basse, dite cryogénique (environ 漣 160 0C), du gaz naturel à l’état liquide. Ce sont ces difficultés qui ont freiné le développement des projets jusqu’en 1964, date du démarrage de cette activité.

Une chaîne complète de transport de G.N.L. comporte, en général: les installations de production d’un (ou parfois plusieurs) gisement de gaz (terrestre ou marin), reliées par un gazoduc à la côte; une usine de liquéfaction, des stockages de G.N.L., et un port de chargement; des navires méthaniers; un ou plusieurs terminaux de réception où le G.N.L. est déchargé, stocké et regazéifié (pour livraison par gazoduc aux industries consommatrices, par exemple la production d’électricité, ou aux réseaux existants de transport et de distribution de gaz naturel).

De ces éléments, ce sont la liquéfaction, le transport maritime et le stockage en phase liquide qui posent le plus de difficultés techniques (en raison, on l’a vu, des très basses températures concernées), et qui représentent les investissements les plus importants. La mise en œuvre d’un projet de G.N.L. est communément d’une dizaine d’années, et, eu égard aux montants énormes investis dans une chaîne de G.N.L. (en 1992, de l’ordre de 30 ou 40 milliards de francs pour un projet de 7 milliards de mètres cubes par an) et face aux risques encourus, des contrats à très long terme (20 ou 25 ans), éminemment contraignants pour les parties, sont conclus entre les producteurs et les acheteurs de G.N.L.

La liquéfaction

Les premiers essais de liquéfaction de gaz naturel ont été effectués en 1917 à Chicago. En 1944, deux expériences à petite échelle (40 millions de mètres cubes de gaz naturel par an) eurent lieu à Cleveland, puis à Moscou. Mais c’est la mise en service de l’usine de liquéfaction, à Arzew, du gaz saharien de Hassi R’Mel, le 26 septembre 1964, qui marque le démarrage des échanges internationaux de G.N.L. à une échelle commerciale (1,5 milliard de mètres cubes par an).

Les procédés de liquéfaction sont de deux types:

– ceux qui utilisent des cycles de réfrigération, à corps purs, montés en cascade;

– ceux qui utilisent au moins un cycle de réfrigération à fluide frigorigène composite.

Procédé à cascade classique

Le gaz naturel préalablement comprimé à une pression typique de 40 bar est débarrassé de ses composants acides et séché; la température est ensuite abaissée par échanges successifs avec des corps purs en ébullition à des températures de plus en plus basses, le stade final se situant aux environs de 漣 150 0C. Trois fluides frigorigènes sont généralement utilisés: le propane, l’éthylène et le méthane. À 漣 150 0C, le gaz naturel est totalement à l’état liquide à cette pression; le liquide est alors détendu aux environs de la pression atmosphérique avant d’être dirigé vers les réservoirs de stockage.

La liquéfaction du gaz naturel provoque la vaporisation des fluides frigorigènes. L’énergie de la compression nécessaire pour liquéfier à nouveau ces fluides est fournie par le gaz naturel lui-même. Le fonctionnement des unités consomme de 10 à 15 p. 100 de l’énergie contenue dans le G.N.L. produit. Outre l’usine d’Arzew (dont la capacité a été portée à 1,8 milliard de mètres cubes par an), seule l’usine de Kenaï (Alaska), d’une capacité de 1,5 milliard de mètres cubes par an, fonctionne suivant ce type de procédé. Le cycle à cascade est d’autre part utilisé dans des unités d’effacement de crêtes.

Procédé à fluide frigorigène composite

Dans sa forme la plus simple, le fluide frigorigène composite utilisé est constitué par un mélange d’azote et d’hydrocarbures contenus dans le gaz à liquéfier. Sa composition est choisie de telle sorte que sa courbe de vaporisation (enthalpie/température) soit voisine de la courbe de liquéfaction du gaz naturel. La consommation d’énergie est plus grande que celle qui est mise en œuvre dans la cascade classique, mais les investissements et les dépenses d’exploitation sont plus faibles par suite d’une plus grande simplicité des circuits et de l’absence de fluides frigorigènes purs.

Dans l’usine de Skikda, en Algérie, trois unités fonctionnent suivant le procédé développé par la société Pritchard.

D’autres variantes ont été mises en œuvre; elles sont plus complexes, mais permettent d’atteindre des capacités unitaires élevées et des consommations d’énergie qui, dans les unités plus récentes, ne dépassent pas 10 p. 100 de l’énergie contenue dans le G.N.L.

Dans l’usine de Skikda déjà citée, trois unités fonctionnent suivant un procédé Tealarc (Technip, S.N.A.M., Progetti); neuf autres usines, totalisant environ 74 milliards de mètres cubes par an, mettent en œuvre un procédé d’Air Products & Chemicals Industries: elles sont situées en Algérie, en Libye, en Indonésie, en Malaisie, à Abu Dhabi, à Brunei et en Australie.

Mis à part les unités algériennes où le gaz est liquéfié à une pression d’environ 40 bar, les autres usines reçoivent le gaz à une pression plus élevée, en moyenne de 50 à 55 bar, avec un maximum de 72 bar.

Les navires méthaniers

Les premiers essais de transport de gaz naturel liquéfié furent entrepris en 1956 aux États-Unis, sur un chaland d’une capacité égale à 2 500 tonnes de méthane liquide. Un peu plus tard, en janvier 1959, un navire anglo-américain, le Methane Pioneer , d’une capacité de 2 200 tonnes de G.N.L., entreprit une série de sept voyages États-Unis -Grande-Bretagne qui s’échelonnèrent sur une période de quatorze mois. Puis, le navire français Beauvais effectua en 1962 des essais concluants avant que le Methane Princess , le Methane Progress et le Jules-Verne n’entrent en service régulier en 1964 -1965 sur les lignes Arzew-Canvey Island pour les deux premiers et Arzew-Le Havre pour le dernier.

On distingue deux types essentiels de navires méthaniers: ceux à cuves autoporteuses et ceux à cuves intégrées. Le premier système consiste à placer dans le navire des réservoirs généralement sphériques ou parallélépipédiques, en acier au nickel ou en aluminium, conçus pour supporter leur propre poids en plus de celui de la cargaison. Le système des cuves sphériques permet de s’affranchir de la «barrière secondaire», enceinte destinée à retenir le liquide en cas de fuite et imposée pour les autres types de cuves autoporteuses. Les méthaniers à cuve sphérique de type «Moss» ont connu les développements les plus importants. L’année 1993 voit cependant la livraison des deux premiers méthaniers à cuves parallélépipédiques de technique «S.P.B.», de 87 500 mètres cubes de capacité.

La technique des «cuves intégrées» consiste à faire supporter à la double coque du navire les efforts dus à la cargaison de G.N.L., à travers une membrane d’étanchéité qui s’appuie sur un système isolant capable de transmettre les contraintes auxquelles la cuve est soumise. On distingue:

– les cuves Technigaz constituées d’une membrane gaufrée et souple en acier inoxydable appuyée sur un isolant rigide qui joue le rôle de barrière secondaire;

– les cuves Gaz Transport qui utilisent une membrane mince, plane, épaisse d’un demi-millimètre en Invar pour les barrières primaire et secondaire.

En 1992, la capacité maximale des méthaniers était de 137 500 mètres cubes, cette limite tenant aux installations portuaires existantes, mais des projets de navires de 200 000 mètres cubes sont à l’étude. Cette même année, soixante-cinq navires étaient en service actif, quatre désarmés, et une vingtaine en commande.

La regazéification

En vue de sa regazéification, le gaz naturel liquéfié est extrait des réservoirs, comprimé à la pression du réseau de distribution et transformé à l’état gazeux par échange thermique avec un fluide chaud.

On utilise généralement:

– des vaporiseurs atmosphériques à ruissellement d’eau de mer: l’eau s’écoule par gravité le long de panneaux dans lesquels circule le G.N.L. à contre-courant, est collectée et renvoyée à la mer;

– des vaporiseurs à brûleurs immergés: le G.N.L. circule dans un serpentin placé dans un bac d’eau douce chauffée par les gaz de combustion des brûleurs.

De nombreux schémas ont été envisagés pour récupérer, lors de la regazéification, une partie de l’énergie consommée pendant la liquéfaction.

La récupération d’énergie a lieu soit à l’intérieur du terminal pour les besoins propres de celui-ci, soit dans des installations extérieures qui, en l’absence du terminal méthanier, mettent en œuvre des circuits frigorifiques. Pratiquement tous les terminaux japonais comportent des installations de ce type. Le G.N.L. est également utilisé pour faire face à des pointes de consommation sur les réseaux de distribution.

Les réservoirs de stockage

Aux deux extrémités de la chaîne de G.N.L., le gaz naturel est stocké à l’état liquide dans des réservoirs dont les fonctions peuvent être multiples: sécurité et continuité de l’approvisionnement, contribution à la régularisation de la demande saisonnière sur les lieux de consommation. Le G.N.L. est stocké dans des réservoirs particuliers, dont la conception, les caractéristiques et l’utilisation dépendent, pour une grande part, de ses propriétés physiques et de la pression de stockage, voisine de la pression atmosphérique. À l’exception de ceux construits en terre gelée, qui n’ont pas connu le développement escompté, ces réservoirs comportent une cuve interne en contact avec le G.N.L. et une cuve externe isolée de la première. La cuve interne peut être autoporteuse et, dans ce cas, elle est en aluminium, acier à 9 p. 100 de nickel, ou en béton précontraint; la cuve externe est alors en acier au carbone ou, de plus en plus fréquemment, en béton précontraint. La cuve interne peut être réduite à une membrane étanche au G.N.L., celle-ci reportant la charge hydrostatique sur la cuve externe en béton par l’intermédiaire de l’isolant. Les réservoirs avec cuve externe en béton peuvent être totalement ou partiellement enterrés; cette technique tient compte des effets de gel du sol et des migrations de l’eau; elle est très développée au Japon.

Les premiers réservoirs de G.N.L. de taille industrielle (10 000 m3) ont été mis en service en 1964. Depuis lors, les capacités unitaires ont augmenté, pour se stabiliser à des valeurs généralement comprises entre 65 000 et 120 000 mètres cubes; la capacité la plus élevée est aujourd’hui de 150 000 mètres cubes. En 1991, on dénombre environ deux cent trente réservoirs, représentant une capacité totale de l’ordre de 16 millions de mètres cubes.

Les réalisations

On trouvera dans le tableau 6 les principales caractéristiques des chaînes de G.N.L. en service en 1992. Les douze usines (dont seulement deux ont été construites au cours des années quatre-vingt) ont alimenté un trafic de 81 milliards de mètres cubes en 1992, assuré par les soixante-cinq navires en activité. Le Japon est, parmi les neuf pays au monde importateurs de G.N.L., le plus important, et de très loin, avec 65 p. 100 du marché; la France vient en deuxième position (12 p. 100), suivie par l’Espagne, la Corée du Sud et la Belgique. Les exportateurs sont au nombre de huit; l’Indonésie est le plus gros, avec 38 p. 100 de G.N.L. produit dans le monde, suivie par l’Algérie (24 p. 100), puis la Malaisie.

À la fin de l’année 1992, aucun nouveau projet d’usine n’étant en construction ou définitivement en voie de l’être, seules des extensions de sites ou des modernisations d’unités existantes pourront assurer l’augmentation de la capacité mondiale de production de G.N.L. jusqu’aux années 1996-1997. Par la suite, le développement du marché devrait nécessiter la mise en œuvre de nouveaux projets, parmi lesquels les plus avancés sont les chaînes Nigeria-Europe-États-Unis et Qatar-Japon, qui devraient entrer en fonctionnement vers 1998. Après pourront s’adjoindre à de nouvelles extensions d’autres projets d’usines sur site vierge, aujourd’hui à l’étude. Le tableau 7 donne les caractéristiques de ces deux types de projet.

En dehors des chaînes de G.N.L., il existe des installations particulières, implantées près des zones de forte consommation et en dérivation sur les gazoducs, qui assurent la liquéfaction du gaz du printemps à l’automne, et sa regazéification pendant la période la plus froide de l’hiver (en moyenne moins de 7 jours par an). Environ soixante-dix de ces unités d’effacement de crêtes étaient en service dans le monde à la fin des années quatre-vingt, dont soixante aux États-Unis et six en Grande-Bretagne; ensemble, elles comptent une centaine de réservoirs pour une capacité totale de 4 millions de mètres cubes.

La prospective

Le commerce de G.N.L., exclusivement international, de 81 milliards de mètres cubes par an en 1992, pourrait atteindre 130 milliards de mètres cubes par an à la fin du XXe siècle, principalement à destination du Japon et de l’Europe occidentale. Il représentera alors environ 30 p. 100 du commerce international du gaz naturel, et les grands pays exportateurs de G.N.L. (plus de 20 milliards de mètres cubes par an) seront alors principalement l’Indonésie, l’Algérie et la Malaisie. Pour 2010, on pourra s’attendre à un volume annuel d’échanges de plus de 200 milliards de mètres cubes par an (près de 40 p. 100 du marché).

Ce développement important n’est pas encore totalement acquis: malgré le fort accroissement de la demande mondiale de gaz naturel, lié aux exigences de l’environnement (et en particulier pour la production d’électricité), il suppose un fantastique effort à la fois technique, commercial et financier. De plus, les prix du pétrole pratiqués au début des années quatre-vingt-dix, auxquels sont grandements liés les prix du gaz naturel, n’apparaissent pas très attractifs du point de vue des investisseurs pour entraîner à court terme le développement d’une industrie hautement capitalistique. À moyen et à long terme, un équilibre raisonnable devra être trouvé entre producteurs et acheteurs: les prix devront permettre la croissance de la consommation, tout en assurant aux producteurs les ressources nécessaires à la mise en production de champs de plus en plus coûteux à développer, ainsi qu’à la construction des usines de liquéfaction et des navires méthaniers.

Gaz naturel mélange d'hydrocarbures saturés gazeux que l'on trouve dans des gisements souterrains, seul ou associé au pétrole brut.

Encyclopédie Universelle. 2012.

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