Gaz naturel liquéfié et vannes d'arrêt pour GNL. Géants marins de l’industrie pétrolière et gazière Les méthaniers, les plus grands
Les réserves mondiales de gaz naturel sont énormes, mais la plupart des gisements sont situés dans des endroits difficiles d'accès, loin des zones industrielles. Ce n'est pas si grave : le pipeline peut être posé sur terre ou le long des fonds marins. Et pour le transport à travers l’océan, le gaz est converti à l’état liquide. Dans le même temps, le volume est réduit de près de six cents fois, ce qui permet d'utiliser non seulement des pipelines, mais également des méthaniers spécialement conçus pour le transport du gaz.
Citernes pour le transport de gaz liquéfiés
Le GNL est du gaz naturel refroidi à une température de -162°C, température à laquelle il passe de l'état gazeux à l'état liquide.
La plupart des exportations mondiales de gaz liquéfié sont effectuées sur le marché intercontinental par des pétroliers de deux types, désignés par les abréviations CIS - gaz de pétrole liquéfié et LNG - gaz naturel liquéfié. Les navires spécialisés diffèrent par la conception de leurs réservoirs et sont conçus pour différentes cargaisons : les pétroliers de la CEI transportent du propane liquéfié, du butane, du propylène et d'autres gaz d'hydrocarbures, les pétroliers de GNL transportent du méthane. Parfois, ces pétroliers sont appelés méthaniers. La photo ci-dessous montre une coupe transversale du pétrolier.
Aménagement d'un méthanier
Les principaux composants d'un navire-citerne à gaz liquéfié comprennent des unités de propulsion et de pompage, une double coque pour plus de solidité, des moteurs d'étrave, des réservoirs de gaz liquéfié et de puissantes unités de réfrigération pour maintenir de basses températures de gaz.
En règle générale, la coque du navire contient quatre à six réservoirs isolés situés le long de la ligne médiane du navire. Les réservoirs sont entourés d'une combinaison de ballasts et de batardeaux - des compartiments spéciaux pour empêcher les fuites de gaz des réservoirs et des vides. Cette disposition confère au méthanier une conception à double coque.
Les gaz liquéfiés sont transportés dans des réservoirs sous une pression supérieure à la pression atmosphérique ou à une température nettement inférieure à la température ambiante. Certaines conceptions de réservoirs utilisent les deux méthodes.
Les camions-citernes sont équipés de réservoirs sous une pression de 17,5 kg/cm2. Le gaz est transporté dans des réservoirs cylindriques ou sphériques en acier avec une température de stockage appropriée. Tous les pétroliers sont construits avec un double fond.
Les méthaniers sont équipés de moteurs puissants et se distinguent par leur vitesse. Le domaine de leur utilisation rationnelle est celui des vols longue distance, principalement transcontinentaux, d'une longueur supérieure à 3 000 milles marins. Compte tenu de l'évaporation active du méthane, le navire doit parcourir cette distance à des vitesses élevées.
Caractéristiques de conception du réservoir
Pour un transport sécuritaire du gaz naturel liquéfié, il est nécessaire de maintenir une température dans les réservoirs inférieure à -162 o C et une pression élevée. Les pétroliers sont équipés de réservoirs à membrane avec isolation multicouche sous vide poussé. Les réservoirs à membrane sont constitués d’une couche barrière métallique primaire, d’une couche isolante, d’une couche barrière aux liquides et d’une deuxième couche isolante. La conception des réservoirs et l'épaisseur de la coque métallique des réservoirs dépendent de la pression de fonctionnement, de la température et du déplacement du bateau-citerne. Sous la pression de l'eau de mer, les parois du réservoir, faisant partie du navire, subissent les mêmes charges que la coque du navire.
Les gaz de pétrole liquéfiés sont également transportés sous haute pression dans des réservoirs métalliques sphériques, bien isolés pour éviter les fuites.
Le code IGC définit trois types de citernes indépendantes utilisées pour le transport du gaz : A, B et C. Les méthaniers sont équipés de réservoirs de catégorie B ou C, les réservoirs des méthaniers correspondent à la catégorie A.
Opérations de chargement et de déchargement des camions-citernes
Les opérations les plus dangereuses sont le chargement et le déchargement des pétroliers. Le gaz naturel liquéfié est une substance cryogénique dont le principal composant est le méthane. S'il pénètre dans un compartiment à bagages mal préparé et non conforme aux régime de température un mélange de méthane et d'air devient explosif.
Les procédures de chargement des pétroliers sont strictement réglementées. La citerne à cargaison est séchée avec un gaz inerte à une certaine température pour éviter la condensation de l'air humide à l'intérieur de la citerne.
Après séchage des réservoirs, la cale est purgée pour éliminer les gaz inertes résiduels, après quoi de l'air sec chauffé sous pression est fourni à la cale.
L'injection directe de gaz liquéfié est précédée du remplissage du réservoir avec du gaz inerte pour éliminer l'air et refroidir les réservoirs. L'espace isolant des réservoirs à membrane est purgé avec de l'azote liquide. Le chargement commence lorsque le système d'alimentation en gaz et le réservoir sont refroidis à une température proche de celle du GNL.
Au port de destination, le gaz naturel liquéfié est transféré vers le réservoir à terre à l'aide d'une pompe à cargaison submersible installée au fond de chaque réservoir à cargaison. Lors du déchargement, les exigences relatives aux conditions de température et d'humidité de toutes les lignes sont également respectées afin d'éviter la formation d'un mélange explosif de méthane avec l'air.
Sécurité environnementale
Des normes de sécurité strictes sont fixées par le Code international pour la construction et l'équipement des navires transportant des gaz liquéfiés en vrac (Code IGC). La réglementation internationale couvre presque tous les aspects de la sécurité de ces navires, ainsi que les normes de formation des équipages.
Le bilan en matière de sécurité du transport de gaz naturel liquéfié sur les navires a une histoire à envier. Depuis 1959, date du début du transport commercial de GNL, il n’y a jamais eu un seul décès lié au gaz naturel liquéfié à bord. Huit incidents maritimes impliquant des déversements de gaz naturel liquéfié se sont produits dans le monde.
En juin 1979, dans le détroit de Gibraltar, le pétrolier El Paso Kaiser s'écrase contre des rochers à une vitesse de 19 nœuds avec une cargaison de 99 500 m3. Le navire a subi de graves dommages au fond sur toute la longueur des espaces à cargaison, mais les réservoirs à membrane n'ont pas été endommagés et aucun gaz naturel liquéfié n'a été déversé.
Navigation des pétroliers dans les détroits
Les détroits sont l'endroit le plus dangereux pour la navigation, c'est pourquoi, pour la construction de terminaux de production et de réception de gaz liquéfié, des emplacements sont choisis à la périphérie des continents, en évitant les voies de transport difficiles et les pétroliers entrant dans les mers intérieures.
À un moment donné, l'Ukraine a annoncé son intention de construire un terminal de réception de gaz naturel liquéfié dans la région d'Odessa afin de diversifier les sources d'approvisionnement en gaz du pays. Ankara a immédiatement réagi.
Le transit continu de marchandises dangereuses à base de gaz naturel liquéfié à travers les Dardanelles et le Bosphore sur des méthaniers peut causer de graves dommages environnementaux. Ces détroits sont parmi les plus dangereux au monde : le Bosphore occupe la troisième place, les Dardanelles la cinquième. En cas d'accident majeur, les conséquences sur la mer de Marmara et sur Istanbul, densément peuplée, pourraient être catastrophiques.
Marché international du GNL
Une flotte de navires spécialisés relie les installations de production et de regazéification de GNL dans le monde entier pour créer un réseau de transport de gaz naturel liquéfié sûr, fiable et efficace. Les navires méthaniers sont équipés d'une technologie de pointe de détection des fuites, de systèmes d'arrêt d'urgence, de systèmes avancés de radar et de positionnement, ainsi que d'autres technologies conçues pour garantir un transport de gaz sûr et fiable.
Le gaz liquéfié représente actuellement plus de 35 % du commerce international du gaz naturel, avec une demande en constante augmentation.
Quelques statistiques
Aujourd’hui, l’industrie du gaz naturel liquéfié dans le monde comprend :
- 25 terminaux GNL et 89 usines de liquéfaction de gaz opèrent dans 18 pays sur cinq continents. Le Qatar est le leader mondial de la production de gaz liquéfié, devant l'Indonésie, la Malaisie, l'Australie et Trinité-et-Tobago.
- 93 terminaux de réception et usines de regazéification dans 26 pays sur quatre continents. Le Japon, la Corée et l'Espagne sont les principaux importateurs de gaz liquéfié.
- Il y a actuellement environ 550 pétroliers de gaz naturel liquéfié en activité dans le monde.
Leader dans la construction de méthaniers
Historiquement, environ les deux tiers de la flotte mondiale de méthaniers ont été construits par les Sud-Coréens, 22 % par les Japonais, 7 % par les Chinois et le reste par la France, l'Espagne et les États-Unis. Le succès de la Corée du Sud est lié à l'innovation et aux prix. Les constructeurs sud-coréens ont construit les premiers méthaniers de classe brise-glace. Ils ont également construit les plus grands méthaniers des classes Q-Flex et Q-Max avec un poids mort de 210 000 et 260 000 mètres cubes pour la société qatarie de transport de gaz Nakilat. Une caractéristique distinctive des navires de classe Q est l’installation d’une usine de liquéfaction de gaz naturel directement à bord du navire géant. La longueur du navire est de 345 mètres et sa largeur de 53,8 mètres.
Projet Yamal GNL
Le 29 septembre 2014 a eu lieu une cérémonie solennelle de dépose d'un pétrolier commandé par la compagnie maritime russe Modern Commercial Fleet, spécialisée dans le transport de ressources énergétiques, pour transporter du gaz naturel liquéfié dans le cadre du projet Yamal LNG. Il s'agit de navires uniques de classe glace Arc7 avec les dimensions maximales possibles pour approcher le port de Sabetta sur la péninsule de Yamal.
Conçu pour le transport du gaz du champ Sud Tambeyskoye de l'Arctique vers l'Europe et l'Asie et la navigation dans des conditions difficiles conditions climatiques Les méthaniers Yamal de l'Arctique sont conçus comme des navires à double action : la proue est destinée à la navigation en eau libre et la poupe est destinée à la navigation dans des conditions de glace difficiles.
Actuellement, cinq navires de ce type ont été construits. Navire leader Christophe de Margerie . Propriété de Sovkomflot.
Lors de son tout premier voyage commercial, un méthanier russe a établi un record historique : pour la première fois dans l'histoire de la navigation, un navire marchand a navigué sur la route maritime du Nord sans escorte de brise-glace.
L'industrie du GNL est une industrie en croissance très prometteuse pour les fabricants de vannes du monde entier, mais comme les vannes GNL doivent répondre aux exigences les plus strictes, elles représentent le plus haut niveau de défis techniques.
Qu’est-ce que le gaz naturel liquéfié ?
Le gaz naturel liquéfié, ou GNL, est du gaz naturel ordinaire liquéfié en le refroidissant à −160 °C. Dans cet état, c'est un liquide inodore et incolore dont la densité est la moitié de celle de l'eau. Le gaz liquéfié est non toxique, bout à une température de −158...−163 °C, est composé à 95 % de méthane et les 5 % restants comprennent de l'éthane, du propane, du butane et de l'azote.
- Le premier est l’extraction, la préparation et le transport du gaz naturel par un gazoduc jusqu’à une usine de liquéfaction ;
- Le second est le traitement, la liquéfaction du gaz naturel et le stockage du GNL dans le terminal.
- Troisièmement - chargement de GNL dans des pétroliers et transport maritime jusqu'aux consommateurs
- Quatrièmement - Déchargement du GNL au terminal de réception, stockage, regazéification et livraison aux consommateurs finaux
Technologies de liquéfaction des gaz.
Comme mentionné ci-dessus, le GNL est produit par compression et refroidissement du gaz naturel. Dans ce cas, le volume du gaz diminue de près de 600 fois. Ce processus est complexe, en plusieurs étapes et très gourmand en énergie : les coûts de liquéfaction peuvent représenter environ 25 % de l’énergie contenue dans le produit final. En d’autres termes, il faut brûler une tonne de GNL pour en obtenir trois de plus.
Sept technologies différentes de liquéfaction du gaz naturel ont été utilisées dans le monde à différentes époques. Air Products est actuellement à la pointe de la technologie permettant de produire de grands volumes de GNL destiné à l'exportation. Ses procédés AP-SMR™, AP-C3MR™ et AP-X™ représentent 82 % du marché total. Un concurrent de ces processus est la technologie Optimized Cascade développée par ConocoPhillips.
Dans le même temps, les usines de liquéfaction de petite taille destinées à un usage interne dans les entreprises industrielles présentent un grand potentiel de développement. Paramètres type similaire on le trouve déjà en Norvège, en Finlande et en Russie.
En outre, les usines locales de production de GNL peuvent trouver de nombreuses applications en Chine, où la production de voitures alimentées au GNL se développe aujourd'hui activement. L’introduction d’unités à petite échelle pourrait permettre à la Chine d’étendre son réseau de transport de véhicules GNL existant.
Parallèlement aux systèmes stationnaires, les usines flottantes de liquéfaction de gaz naturel se sont activement développées ces dernières années. Les usines flottantes donnent accès à des gisements de gaz inaccessibles aux infrastructures (pipelines, terminaux maritimes, etc.).
À ce jour, le projet le plus ambitieux dans ce domaine est la plateforme flottante de GNL, construite par Shell à 25 km de là. de la côte ouest de l'Australie (le lancement de la plateforme est prévu pour 2016).
Construction d'une usine de production de GNL
Généralement, une usine de liquéfaction de gaz naturel se compose de :
- installations de prétraitement et de liquéfaction des gaz ;
- lignes technologiques pour la production de GNL ;
- réservoirs de stockage;
- équipements de chargement sur camions-citernes;
- des services supplémentaires pour fournir à l'usine de l'électricité et de l'eau pour le refroidissement.
Où tout a commencé ?
En 1912, la première installation expérimentale fut construite, mais celle-ci n'était pas encore utilisée à des fins commerciales. Mais déjà en 1941, à Cleveland, aux États-Unis, la production à grande échelle de gaz naturel liquéfié fut établie pour la première fois.
En 1959, la première livraison de gaz naturel liquéfié des États-Unis vers la Grande-Bretagne et le Japon a été effectuée. En 1964, une usine est construite en Algérie, d'où débute le transport régulier par camion-citerne, notamment vers la France, où commence à fonctionner le premier terminal de regazéification.
En 1969, les approvisionnements à long terme ont commencé des États-Unis vers le Japon, et deux ans plus tard, de la Libye vers l'Espagne et l'Italie. Dans les années 70, la production de GNL a commencé au Brunei et en Indonésie ; dans les années 80, la Malaisie et l'Australie sont entrées sur le marché du GNL. Dans les années 1990, l’Indonésie est devenue l’un des principaux producteurs et exportateurs de GNL dans la région Asie-Pacifique – 22 millions de tonnes par an. En 1997, le Qatar est devenu l'un des exportateurs de GNL.
Propriétés du consommateur
Le GNL pur ne brûle pas, ne s’enflamme pas et n’explose pas tout seul. En espace ouvert température normale Le GNL retourne à l’état gazeux et se mélange rapidement à l’air. Lors de son évaporation, le gaz naturel peut s'enflammer s'il entre en contact avec une source de flamme.
Pour l'allumage, il est nécessaire d'avoir une concentration de gaz dans l'air de 5 à 15 % (volume). Si la concentration est inférieure à 5 %, alors il n'y aura pas assez de gaz pour allumer un incendie, et si elle est supérieure à 15 %, alors il y aura trop peu d'oxygène dans le mélange. Pour être utilisé, le GNL subit une regazéification – évaporation sans présence d’air.
Le GNL est considéré comme une technologie d’importation de gaz naturel prioritaire ou importante par un certain nombre de pays, dont la France, la Belgique, l’Espagne, la Corée du Sud et les États-Unis. Le plus gros consommateur de GNL est le Japon, où près de 100 % des besoins en gaz sont couverts par les importations de GNL.
Carburant
Depuis les années 1990, divers projets ont vu le jour pour utiliser le GNL comme carburant dans le transport fluvial, ferroviaire et même routier, le plus souvent à l'aide de moteurs gaz-diesel convertis.
Il existe déjà des exemples concrets d’exploitation de navires maritimes et fluviaux utilisant du GNL. En Russie, la production en série de la locomotive diesel TEM19-001 fonctionnant au GNL est en cours de mise en place. Aux Etats-Unis et en Europe, des projets voient le jour pour convertir le transport par camion au GNL. Et il existe même un projet visant à développer un moteur-fusée qui utilisera du GNL + oxygène liquide comme carburant.
Des moteurs fonctionnant au GNL
L’un des principaux défis liés au développement du marché du GNL pour le secteur des transports est d’augmenter le nombre de véhicules et de navires utilisant le GNL comme carburant. Les principaux enjeux techniques dans ce domaine sont liés au développement et à l'amélioration différents types moteurs fonctionnant au GNL.
Actuellement, trois technologies de moteurs GNL utilisées pour les navires marins peuvent être distinguées : 1) moteur à allumage commandé avec un mélange air-carburant pauvre ; 2) moteur bicarburant avec allumage au diesel et au gaz de travail basse pression ; 3) moteur bicarburant avec allumage diesel et gaz de travail à haute pression.
Les moteurs à allumage commandé fonctionnent uniquement au gaz naturel, tandis que les moteurs bicarburant diesel-gaz peuvent fonctionner au diesel, au GNC et au fioul lourd. Il existe aujourd’hui trois fabricants principaux sur ce marché : Wärtsila, Rolls-Royce et Mitsubishi Heavy Industries.
Dans de nombreux cas, les moteurs diesel existants peuvent être convertis en moteurs bicarburant diesel/gaz. Une telle conversion des moteurs existants peut constituer une solution économiquement réalisable pour convertir les navires au GNL.
Parlant du développement de moteurs pour le secteur automobile, il convient de noter la société américaine Cummins Westport, qui a développé une gamme de moteurs GNL destinés aux poids lourds. En Europe, Volvo a lancé un nouveau moteur bicarburant de 13 litres fonctionnant au diesel et au GNC.
Les innovations notables en matière de moteurs GNC incluent le moteur Compact Compression Ignition (CCI) développé par Motiv Engines. Ce moteur présente de nombreux avantages, dont le principal est un rendement thermique nettement supérieur à celui des analogues existants.
Selon l'entreprise, l'efficacité thermique du moteur développé peut atteindre 50 %, tandis que l'efficacité thermique des moteurs à gaz traditionnels est d'environ 27 %. (En prenant comme exemple les prix du carburant aux États-Unis, un camion équipé d'un moteur diesel coûte 0,17 $ par cheval-vapeur/heure pour fonctionner, un moteur au GNC conventionnel coûte 0,14 $ et un moteur CCEI coûte 0,07 $).
Il convient également de noter que, comme pour les applications marines, de nombreux moteurs diesel de camions peuvent être convertis en moteurs bicarburant diesel-GNL.
Pays producteurs de GNL
Selon les données de 2009, les principaux pays producteurs de gaz naturel liquéfié se répartissaient sur le marché comme suit :
La première place était occupée par le Qatar (49,4 milliards de m³) ; suivie par la Malaisie (29,5 milliards de m³) ; Indonésie (26,0 milliards de m³) ; Australie (24,2 milliards de m³) ; Algérie (20,9 milliards de m³). La dernière sur cette liste était Trinité-et-Tobago (19,7 milliards de m³).
Les principaux importateurs de GNL en 2009 étaient : le Japon (85,9 milliards de m³) ; République de Corée (34,3 milliards de m³) ; Espagne (27,0 milliards de m³) ; France (13,1 milliards de m³) ; États-Unis (12,8 milliards de m³) ; Inde (12,6 milliards de m³).
La Russie commence tout juste à entrer sur le marché du GNL. Actuellement, il n'existe qu'une seule usine de GNL en activité dans la Fédération de Russie, Sakhalin-2 (lancé en 2009, la participation majoritaire appartient à Gazprom, Shell en détient 27,5 %, les japonais Mitsui et Mitsubishi - 12,5 % et 10 %, respectivement). Fin 2015, la production s'élevait à 10,8 millions de tonnes, dépassant la capacité nominale de 1,2 million de tonnes. Cependant, en raison de la baisse des prix sur le marché mondial, les revenus des exportations de GNL en dollars ont diminué de 13,3 % sur un an, pour atteindre 4,5 milliards de dollars.
Il n'y a aucune condition préalable à une amélioration de la situation sur le marché du gaz : les prix vont continuer à baisser. D'ici 2020, cinq terminaux d'exportation de GNL d'une capacité totale de 57,8 millions de tonnes seront mis en service aux États-Unis. Une guerre des prix va commencer sur le marché européen du gaz.
Le deuxième acteur majeur sur le marché russe du GNL est Novatek. Novatek-Yurkharovneftegaz (une filiale de Novatek) a remporté l'enchère pour le droit d'utiliser le site de Nyakhartinsky dans l'Okrug autonome de Yamal-Nenets.
L'entreprise a besoin du site de Nyakhartinsky pour le développement du projet Arctic LNG (le deuxième projet de Novatek axé sur l'exportation de gaz naturel liquéfié, le premier est Yamal LNG) : il est situé à proximité immédiate du champ Yurkharovskoye, développé par Novatek-Yurkharovneftegaz. La superficie du terrain est d'environ 3 000 mètres carrés. kilomètres. Au 1er janvier 2016, ses réserves étaient estimées à 8,9 millions de tonnes de pétrole et 104,2 milliards de mètres cubes de gaz.
En mars, la société a entamé des négociations préliminaires avec des partenaires potentiels concernant la vente de GNL. La direction de l'entreprise considère la Thaïlande comme le marché le plus prometteur.
Transport de gaz liquéfié
La livraison de gaz liquéfié au consommateur est un processus très complexe et laborieux. Après liquéfaction du gaz dans les usines, le GNL entre dans les installations de stockage. Le transport ultérieur est effectué en utilisant navires spéciaux - transporteurs de gazéquipés de cryochancreurs. Il est également possible d'utiliser des véhicules spéciaux. Le gaz des transporteurs de gaz arrive aux points de regazéification et est ensuite transporté via pipelines .
Les pétroliers sont des transporteurs de gaz.
Un gazier, ou méthanier, est un navire spécialement conçu pour transporter du GNL dans des réservoirs. En plus des réservoirs de gaz, ces navires sont équipés d'unités de réfrigération pour refroidir le GNL.
Les plus grands constructeurs de navires pour le transport de gaz naturel liquéfié sont les chantiers navals japonais et coréens : Mitsui, Daewoo, Hyundai, Mitsubishi, Samsung, Kawasaki. C'est dans les chantiers navals coréens que plus des deux tiers des transporteurs de gaz du monde ont été construits. Citernes modernes des séries Q-Flex et Q-Max capable de transporter jusqu'à 210 à 266 000 m3 de GNL.
Les premières informations sur le transport de gaz liquéfiés par mer remontent à 1929-1931, lorsque la société Shell a temporairement transformé le pétrolier Megara en navire de transport de gaz liquéfié et a construit le navire Agnita en Hollande avec un port en lourd de 4,5 mille tonnes, destiné pour le transport simultané de pétrole, de gaz liquéfié et d'acide sulfurique. Les pétroliers portent le nom de coquillages- ils ont été échangés par le père du fondateur de l'entreprise, Marcus Samuel
Le transport maritime de gaz liquéfiés ne s’est généralisé qu’après la fin de la Seconde Guerre mondiale. Initialement, des navires convertis à partir de pétroliers ou de cargos secs étaient utilisés pour le transport. L'expérience accumulée dans la conception, la construction et l'exploitation des premiers méthaniers nous a permis de passer à la recherche des modes de transport les plus rentables de ces gaz.
Méthanier standard moderne (méthane) peut transporter 145 à 155 000 m3 de gaz liquéfié, à partir desquels environ 89 à 95 millions de m3 de gaz naturel peuvent être obtenus grâce à la regazéification. Étant donné que les méthaniers sont extrêmement capitalistiques, leurs temps d'arrêt sont inacceptables. Ils sont rapides, la vitesse d'un navire maritime transportant du gaz naturel liquéfié atteint 18-20 nœuds, contre 14 nœuds pour un pétrolier standard.
De plus, les opérations de chargement et de déchargement de GNL ne prennent pas beaucoup de temps (en moyenne 12 à 18 heures). En cas d'accident, les méthaniers disposent d'une structure à double coque spécialement conçue pour éviter les fuites et les ruptures. La cargaison (GNL) est transportée à la pression atmosphérique et à une température de -162°C dans des réservoirs spéciaux isolés thermiquement à l'intérieur de la coque interne du navire transporteur de gaz.
Un système de stockage de marchandises se compose d'un conteneur ou réservoir principal pour contenir le liquide, d'une couche d'isolation, d'un confinement secondaire conçu pour empêcher les fuites et d'une autre couche d'isolation. Si le réservoir primaire est endommagé, le boîtier secondaire empêchera les fuites. Toutes les surfaces en contact avec le GNL sont constituées de matériaux résistants à des températures extrêmement basses.
Ainsi, les matériaux généralement utilisés sont l'acier inoxydable, l'aluminium ou l'Invar (un alliage à base de fer avec une teneur en nickel de 36 %).
Une caractéristique distinctive des méthaniers de type Moss, qui représentent actuellement 41 % de la flotte mondiale de méthaniers, sont des réservoirs sphériques autoportants, généralement en aluminium et fixés à la coque du navire à l'aide d'un brassard le long de l'équateur. réservoir.
57 % des méthaniers utilisent des systèmes de réservoirs triple membrane (système GazTransport, système Technigaz et système CS1). Les conceptions à membrane utilisent une membrane beaucoup plus fine soutenue par les parois du boîtier. Le système GazTransport comprend des membranes primaires et secondaires sous forme de panneaux plats en invar, et dans le système Technigaz la membrane primaire est en carton ondulé. acier inoxydable.
Dans le système CS1, les panneaux invar du système GazTransport, qui font office de membrane primaire, sont associés à des membranes Technigaz à trois couches (tôle d'aluminium placée entre deux couches de fibre de verre) comme isolation secondaire.
Contrairement aux navires GPL (gaz de pétrole liquéfié), les méthaniers ne sont pas équipés d'unité de liquéfaction sur le pont et leurs moteurs fonctionnent au gaz à lit fluidisé. Étant donné qu’une partie de la cargaison (gaz naturel liquéfié) complète le fioul, les méthaniers n’arrivent pas à leur port de destination avec la même quantité de GNL qui était chargée à leur bord à l’usine de liquéfaction.
La valeur maximale admissible du taux d'évaporation dans un lit fluidisé est d'environ 0,15 % du volume de cargaison par jour. Les turbines à vapeur sont principalement utilisées comme système de propulsion sur les méthaniers. Malgré leur faible rendement énergétique, les turbines à vapeur peuvent être facilement adaptées pour fonctionner au gaz à lit fluidisé.
Une autre caractéristique unique des méthaniers est qu’ils conservent généralement une petite partie de leur cargaison pour refroidir les réservoirs à la température requise avant le chargement.
La prochaine génération de méthaniers se caractérise par de nouvelles fonctionnalités. Malgré la capacité de chargement plus élevée (200 à 250 000 m3), les navires ont le même tirant d'eau - aujourd'hui, pour un navire d'une capacité de chargement de 140 000 m3, un tirant d'eau de 12 mètres est typique en raison des restrictions appliquées dans le canal de Suez. et dans la plupart des terminaux GNL.
Cependant, leur corps sera plus large et plus long. La puissance des turbines à vapeur ne permettra pas à ces plus gros navires de développer une vitesse suffisante, ils utiliseront donc un moteur diesel bi-carburant gaz-huile développé dans les années 1980. Par ailleurs, de nombreux méthaniers actuellement en commande seront équipés d’une unité de regazéification embarquée.
L'évaporation des gaz sur les méthaniers de ce type sera contrôlée de la même manière que sur les navires transportant du gaz de pétrole liquéfié (GPL), ce qui évitera les pertes de cargaison pendant le voyage.
Marché du transport maritime de gaz liquéfié
Le transport du GNL implique son transport maritime depuis les usines de liquéfaction de gaz jusqu'aux terminaux de regazéification. En novembre 2007, il y avait 247 méthaniers dans le monde avec une capacité de chargement supérieure à 30,8 millions de m3. Le boom du commerce du GNL a permis à tous les navires d'être désormais entièrement occupés, par rapport au milieu des années 1980, où 22 navires étaient inactifs.
En outre, une centaine de navires devraient être mis en service d'ici la fin de la décennie. L'âge moyen de la flotte mondiale de GNL est d'environ sept ans. 110 navires ont quatre ans ou moins, tandis que 35 navires ont entre cinq et neuf ans.
Environ 70 pétroliers sont en service depuis 20 ans ou plus. Cependant, ils ont encore une longue durée de vie utile devant eux, car les méthaniers ont généralement une durée de vie de 40 ans en raison de leurs caractéristiques de résistance à la corrosion. Il s’agit notamment de jusqu’à 23 pétroliers (petits navires plus anciens servant au commerce méditerranéen du GNL) qui devraient être remplacés ou considérablement modernisés au cours des trois prochaines années.
Sur les 247 pétroliers actuellement en activité, plus de 120 desservent le Japon, la Corée du Sud et le Taipei chinois, 80 desservent l'Europe et les navires restants desservent l'Amérique du Nord. Ces dernières années ont vu une croissance phénoménale du nombre de navires servant au commerce en Europe et en Amérique du Nord, tandis qu'en Extrême-Orient, on n'a connu qu'une légère augmentation en raison de la stagnation de la demande au Japon.
Regazéification du gaz naturel liquéfié
Une fois que le gaz naturel est livré à destination, le processus de regazéification se produit, c'est-à-dire sa transformation de l'état liquide à l'état gazeux.
Le pétrolier livre du GNL à des terminaux de regazéification spéciaux, qui comprennent un poste d'amarrage, un rack de déchargement, des réservoirs de stockage, un système d'évaporation, des installations de traitement des gaz d'évaporation des réservoirs et une unité de comptage.
À son arrivée au terminal, le GNL est pompé des pétroliers vers des réservoirs de stockage sous forme liquéfiée, puis le GNL est converti à l'état gazeux selon les besoins. La conversion en gaz se produit dans un système d'évaporation utilisant la chaleur.
En termes de capacité des terminaux GNL, ainsi qu'en volume d'importations de GNL, le Japon est le leader - 246 milliards de mètres cubes par an selon les données de 2010. En deuxième position se trouvent les États-Unis, avec plus de 180 milliards de mètres cubes par an (données 2010).
Ainsi, la tâche principale du développement des terminaux de réception est avant tout la construction de nouvelles unités dans divers pays. Aujourd'hui, 62 % des capacités de réception proviennent du Japon, des États-Unis et de la Corée du Sud. Avec le Royaume-Uni et l'Espagne, la capacité de réception des 5 premiers pays est de 74 %. Les 26 % restants sont répartis entre 23 pays. Par conséquent, la construction de nouveaux terminaux ouvrira de nouveaux marchés et augmentera les marchés existants pour le GNL.
Perspectives de développement des marchés du GNL dans le monde
Pourquoi l’industrie du gaz liquéfié se développe-t-elle à un rythme toujours plus rapide dans le monde ? Premièrement, dans certaines zones géographiques, comme l’Asie, le transport du gaz par camion-citerne est plus rentable. À une distance de plus de 2 500 kilomètres, le prix du gaz liquéfié peut déjà rivaliser avec celui du gazoduc. Par rapport aux pipelines, le GNL présente également les avantages d’une expansion modulaire des approvisionnements et élimine également les problèmes de passage des frontières dans certains cas.
Cependant, il existe également des pièges. L’industrie du GNL occupe sa niche dans les régions éloignées qui ne disposent pas de propres réserves de gaz. La plupart des volumes de GNL sont contractés au stade de la conception et de la production. L'industrie est dominée par un système de contrats à long terme (de 20 à 25 ans), qui nécessite une coordination développée et complexe des acteurs de la production, des exportateurs, des importateurs et des transporteurs. Tout cela est considéré par certains analystes comme un éventuel obstacle à la croissance du commerce du gaz liquéfié.
Globalement, pour que le gaz liquéfié devienne une source d’énergie plus abordable, le coût de l’approvisionnement en GNL doit être compétitif en termes de prix par rapport aux sources de carburant alternatives. Aujourd’hui, la situation est inverse, ce qui n’empêche pas le développement de ce marché dans le futur.
Continuation:
- Partie 3 : Vannes papillon pour températures cryogéniques
Lors de la préparation du matériel, les données des sites suivants ont été utilisées :
- lngas.ru/transportation-lng/istoriya-razvitiya-gazovozov.html
- lngas.ru/transportation-lng/morskie-perevozki-spg.html
- innodigest.com/liquefied-natural-gas-LNG-as-alta/?lang=fr
- expert.ru/ural/2016/16/novyij-uchastok-dlya-spg/
Conçu pour le transport du gaz naturel liquéfié et sans aucun doute considéré comme le meilleur en matière d'équipement technique. transporteur de gaz, taper Transporteur de gaz naturel liquéfié (GNL) « Émeraude britannique» . Il devient le fleuron d'une série de quatre navires du même type dans la flotte pétrolière britannique : "British Ruby", "British Sapphire" et "British Diamond".
Transporteurs de gaz appartenant à une société britannique BP Expédition Limitée", qui joue un rôle de premier plan sur le marché mondial du gaz naturel, en proposant des méthodes innovantes pour fournir une ressource aussi précieuse à ses clients.
Le tout construit en 2008 au chantier naval" Industries lourdes Hyundai"en Corée du Sud. Lors du développement de la conception du navire, les ingénieurs ont été guidés par les principes d'efficacité et de sécurité.
Le premier principe a été réalisé grâce au nouveau concept DFDE (dual-fuel diesel-electric), qui signifie deux carburants dans une installation diesel-électrique. La technologie DFDE permet aux moteurs d'utiliser les vapeurs de gaz transportées comme carburant, ainsi que du carburant diesel en standard. Cette technologie n’est pas nouvelle, mais elle n’a jamais été utilisée sur de tels appareils auparavant. Cette innovation donne transporteur de gaz unicité. Un nouveau système électromécanique est plus coûteux à installer, mais il est rentabilisé en un an grâce à haute efficacité transporteur de gaz.
Ce principe permet de réduire considérablement le coût du carburant diesel utilisé sur les navires de cette classe, ainsi que de réduire les émissions de substances nocives dans l'atmosphère. Sécurité transporteur de gaz a été principalement réalisé grâce à la double coque.
plus grand transporteur de gaz au monde
transporteur de gaz Émeraude britannique
transporteur de gaz "British Diamond"
Méthanier "British Sapphire"
transporteur de gaz "British Ruby"
réservoir de gaz
Méthanier "British Emerald" dans le terminal
Deuxièmement, sur transporteur de gaz il est prévu un système qui refroidit le gaz dans les conteneurs à une température de - 160 degrés Celsius, le transformant ainsi à l'état liquide, réduisant ainsi le volume dans un rapport de 600 : 1 et la volatilité, ce qui permet de transporter le gaz de manière plus rentable et en toute sécurité. Ce système a permis de libérer de l'espace, qui a été utilisé au passage pour augmenter le volume utilisable. De plus, la coque présentait des caractéristiques hydrodynamiques élevées, ce qui réduisait considérablement la résistance à l'eau.
Quatre superpétroliers à gaz peut facilement entrer dans 44 ports et plus de 50 terminaux à travers le monde. Ils remplacent huit « pairs » précédents.
Données techniques du transporteur de gaz "British Emerald":
Longueur - 288 m ;
Largeur - 44 m;
Tirant d'eau - 11 m;
Port en lourd - 102 064 tonnes ;
Système de propulsion marin- quatre moteurs diesel-électriques " Wartsila»;
Vitesse - 20 nœuds ;
Autonomie de croisière – 26 000 milles ;
Équipage - 29 personnes ;
Camion-citerne à gaz "Christophe de Margerie", rempli d'un volume test de gaz naturel liquéfié, est arrivé pour la première fois au port de Sabetta (Okrug autonome de Yamalo-Nenets) le long de la route maritime du nord.
La capacité de brise-glace et la maniabilité du premier et jusqu'à présent unique pétrolier destiné à l'usine de GNL de Yamal ont été pleinement confirmées par des essais sur glace effectués du 19 février au 8 mars dans la mer de Kara et la mer de Laptev gérés par le transporteur de gaz brise-glace ; dépasser de nombreux indicateurs de conception. « Christophe de Margerie » a prouvé sa capacité à se déplacer arrière en premier dans une glace de 1,5 mètres d'épaisseur à une vitesse de 7,2 nœuds (cible 5 nœuds) et à s'incliner vers l'avant à une vitesse de 2,5 nœuds (cible 2 nœuds). Dans la zone côtière à l'ouest de l'archipel de Nordenskiöld "Christophe de Margerie" surmonter avec succès, la poupe en premier, un monticule de 4,5 m de haut au-dessus de la glace, profondeur de quille 12-15 m, section transversale 650 m² .
Le président de la Russie a lancé le premier chargement d'un pétrolier de gaz liquéfié de l'usine Yamal LNG >>
Dans le port de Sabetta, il effectue son premier voyage le long de la partie occidentale de la route maritime du Nord. À Sabetta, l'équipage du pétrolier et les travailleurs du port pratiqueront la procédure d'entrée au port et d'amarrage. Dans des conditions de glace difficiles et dans une petite zone d'eau portuaire, ce n'est pas facile, car la longueur du transporteur de gaz est de 300 mètres.
Unique Méthanier brise-glace "Christophe de Margerie"(Christophe de Margerie) classe glace Arc7 est le premier des quinze méthaniers* Sovcomflot destinés au projet Yamal LNG. Il est capable de fonctionner à des températures allant jusqu'à moins 52 degrés, mLa puissance de propulsion du gazier est de 45 MW. Il comprend des propulseurs de type Azipod. Ils offrent une pénétration et une maniabilité élevées dans la glace et permettent d'utiliser le principe du mouvement de l'arrière en premier, nécessaire pour surmonter les buttes et les champs de glace épais. Dans le même temps, le Christophe de Margerie** devient le premier navire de classe glace arctique au monde à être équipé de trois Azipods à la fois.
"Christophe de Margerie" a franchi la route maritime du Nord en un temps record >>
L'équipage est composé de 29 personnes et est entièrement composé de marins russes.L'effectif du transporteur de gaz comprend 13 personnes, chacun possédant une vaste expérience dans le transport maritime dans l'Arctique et ayant en outre suivi une formation spécialisée au centre de formation Sovcomflot à Saint-Pétersbourg.
Des représentants du chantier naval (Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering), des principaux fournisseurs d'équipements (principalement ABB, fabricant des Azipods), des principaux organismes de recherche et de conception spécialisés, tous deux russes (Institut de recherche sur l'Arctique et l'Antarctique, Centre scientifique d'État de Krylov) ont participé à l'événement. tests sur glace ), et internationaux (Aker Arctic Research Center, Hamburg Ship Model Basin).
Lors de sa première escale au port de Sabetta, le transporteur de gaz a également effectué avec succès un passage test à travers un chenal maritime spécialement créé - la section la plus difficile de la baie d'Ob en termes de navigation. Le canal a été aménagé pour permettre aux navires de gros tonnage de franchir la barre (banc de sable sous-marin) au confluent de la rivière Ob et de la mer de Kara. Unique pour le bassin arctique structure d'ingénierie Il est prévu d'opérer dans des conditions difficiles de dérive constante des glaces. Le canal mesure 15 m de profondeur, 295 m de largeur et 50 km de longueur.
Le pétrolier a été construit en tenant compte de toutes les exigences du Code polaire et se caractérise par une haute sécurité environnementale. Outre les carburants traditionnels, l'unité de propulsion du navire peut utiliser du gaz naturel liquéfié épuré. Par rapport au fioul lourd traditionnel, l'utilisation du GNL peut réduire considérablement les émissions de gaz nocifs dans l'atmosphère : oxydes de soufre (SOx) de 90 %, oxydes d'azote (NOx) de 80 % et dioxyde de carbone (CO2) de 15 %.
Le cinquième pétrolier pour l'usine Yamal LNG >>
Pour un amarrage ultérieur, le pétrolier sera déplacé vers un poste d'amarrage technologique destiné à effectuer des opérations de chargement de camions-citernes avec du gaz naturel liquéfié obtenu à l'usine de traitement.
À propos du projet
Le projet Yamal LNG est mis en œuvre sur la péninsule de Yamal au-delà du cercle polaire arctique sur la base du champ South Tambeyskoye. L'opérateur du projet est OJSC Yamal LNG - une coentreprise d'OJSC NOVATEK (50,1%), de la société TOTAL (20%) et de la China National Petroleum Corporation (20%) et du Silk Road Fund (9,9%).
La construction de l'usine de gaz naturel liquéfié se déroule en trois étapes avec un lancement respectivement en 2017, 2018 et 2019. Le projet prévoit la production annuelle d'environ 16,5 millions de tonnes de gaz naturel liquéfié (GNL) et jusqu'à 1,2 million de tonnes de condensats de gaz pour livraison aux marchés de la région Asie-Pacifique et de l'Europe.
Le coût du projet est estimé à 27 milliards de dollars. La quasi-totalité du volume a été contractée, soit 96 % du futur volume de GNL.L'infrastructure logistique du projet Yamal LNG est entièrement achevée. Deux points de contrôle sont pleinement opérationnels : maritime au port de Sabetta et aérien à l'aéroport de Sabetta.
Base de ressources
La base de ressources pour la mise en œuvre du projet Yamal LNG est le champ South Tambeyskoye, découvert en 1974 et situé au nord-est de la péninsule de Yamal. La licence pour le développement du champ South Tambeyskoye est valable jusqu'au 31 décembre 2045 et appartient à Yamal LNG OJSC.
Nouveau navire ravitailleur brise-glace >>
Un complexe de travaux d'exploration géologique a été réalisé sur le champ, comprenant des travaux d'exploration sismique CDP 2D, 3D, le forage de puits de prospection et d'évaluation et d'exploration, la création de modèles géologiques et hydrodynamiques du champ. Sur la base des résultats de la modélisation géologique et hydrodynamique, une évaluation des réserves de gaz et de condensats de gaz a été réalisée, qui a été approuvée par la Commission d'État pour les réserves minérales et confirmée par un auditeur international.
Les réserves prouvées et probables du champ Yuzhno-Tambeyskoye selon les normes PRMS au 31 décembre 2014 s'élèvent à 926 milliards de m³ de gaz. Le niveau potentiel de production de gaz pour répondre aux besoins de l'usine de GNL dépasse 27 milliards de m³ par an.
En outre, Gazprom a réalisé une exploration géologique complète et des travaux sismiques 3D sur une superficie de 2 650 km du groupe de champs de Tambey.² , 14 puits d'exploration ont été forés et l'augmentation des réserves s'est élevée à 4,1 billions de m³ gaz Ainsi, les réserves du cluster Tambey s'élèvent à 6,7 billions de m³ .
Un certain nombre de gisements du groupe Tambey contiennent du gaz dit humide, qui se caractérise par une teneur élevée en éthane, et le traitement en profondeur des composants gazeux humides augmenteront sans aucun doute efficacité économique développement de toutes les réserves du groupe Tambey.
Gazprom est prêt à envisager la possibilité de créer des coentreprises. Tout d'abord, ils se concentreront sur les entreprises russes qui possèdent déjà des compétences dans le domaine de la liquéfaction du gaz et qui ont de l'expérience dans le travail avec des réserves de gaz humides. Très probablement, ils coopéreront avec PJSC NOVATEK, qui a récemment signé un accord-cadre avec TechnipFMC, Linde AG et JSC Research and Design Institute for Gas Processing (NIPIGAZ).
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Le document définit les conditions de base de la coopération dans la conception et la mise en œuvre ultérieure de projets d'usines de GNL sur une fondation gravitaire en béton dans le cadre d'Arctic LNG-2, ainsi que des projets ultérieurs de NOVATEK LNG.
NOVATEK a également signé un accord de licence avec Linde AG pour acheter une licence pour la technologie de liquéfaction du gaz naturel pour le projet Arctic LNG-2.
Ainsi, l'entreprise russe a acquis des compétences uniques dans la mise en œuvre du projet Yamal LNG, ce qui permettra d'optimiser le choix d'un nouveau concept technologique pour les futurs projets GNL. Les accords signés ouvrent la voie à la prise de décision sur les prochains projets Arctic LNG et visent à améliorer considérablement leur économie, ce qui garantira la compétitivité de leurs produits sur n'importe quel marché mondial.
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Des appareils de forage ARCTIC ont été développés et fabriqués spécialement pour le projet. Les unités sont conçues pour fonctionner dans les conditions naturelles et climatiques difficiles de Yamal ; elles sont entièrement protégées des vents, ce qui garantit des conditions de travail confortables pour le personnel et la continuité du forage quelles que soient les conditions météorologiques.
Usine de GNL
Une usine de GNL d'une capacité d'environ 16,5 millions de tonnes de GNL est en cours de construction directement sur le champ Sud Tambeyskoye, au bord de la baie d'Ob.
La construction utilise un principe d'installation modulaire, ce qui réduit considérablement les coûts de construction dans les conditions arctiques et optimise le calendrier de mise en œuvre du projet. Complexe industriel comprendra trois trains de liquéfaction de gaz d'une capacité de 5,5 millions de tonnes par an chacun. La première phase devrait être lancée en 2017.
Dans des conditions de températures annuelles moyennes basses dans l'Arctique, moins d'énergie spécifique est nécessaire pour la liquéfaction du gaz, ce qui permet d'atteindre des volumes de production de GNL plus élevés par rapport aux projets situés dans les latitudes méridionales et utilisant des équipements similaires.
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Après le lancement de l'usine, le mélange d'hydrocarbures des puits sera acheminé via des réseaux de collecte de gaz vers un complexe intégré unique pour la préparation et la liquéfaction du gaz naturel. Aux installations d'entrée du complexe, une séparation aura lieu - séparation des impuretés mécaniques, de l'eau, du méthanol et des condensats du gaz. Les structures d'entrée comprennent des unités de régénération du méthanol et de stabilisation des condensats.
Le gaz séparé sera acheminé vers les lignes de liquéfaction et subira ensuite une purification des gaz acides et des traces de méthanol, un séchage et une élimination du mercure, une extraction de l'éthane, du propane et des fractions d'hydrocarbures plus lourds. Ensuite, le gaz purifié sera fourni pour le pré-refroidissement et la liquéfaction. Le GNL sera fourni pour le stockage dans des réservoirs isothermes spéciaux de type fermé ; la construction de quatre réservoirs d'un volume de 160 000 m³ chacun est prévue.
Le complexe intégré comprendra également des usines de fractionnement de gaz de pétrole liquéfié, des parcs de stockage stables de condensats et de réfrigérants, une centrale électrique de 376 MW, des services publics et des systèmes de torchage.
Village de Sabetta
Le village de Sabetta, situé sur la rive est de la péninsule de Yamal, est un bastion du projet Yamal LNG. Dans les années 80 du 20e siècle, l'expédition de forage d'exploration de Tambey pour le pétrole et le gaz avait lieu à Sabetta.
Lors de la mise en œuvre du projet Yamal LNG, une infrastructure moderne pour les ouvriers du bâtiment a été créée dans le village, des installations auxiliaires du complexe de survie ont été érigées : un entrepôt de stockage de carburant, une chaufferie, des cantines, un poste de secours, un bain public , un complexe sportif, un complexe administratif et d'agrément, un hôtel, des installations d'assainissement et de traitement des eaux, des entrepôts de stockage de nourriture. Une salle à manger supplémentaire, une buanderie, une caserne de pompiers, un parking chauffé et des logements supplémentaires sont en construction. Le nombre maximal d'employés pendant la phase de construction du projet est de 15 000 personnes.
Le port multifonctionnel de Sabetta est construit dans le cadre du projet Yamal LNG sur les principes du partenariat public-privé. La propriété fédérale (le client de construction est FSUE Rosmorport) comprendra des structures de protection contre la glace, des zones d'eau opérationnelles, des canaux d'approche, des systèmes de contrôle du trafic maritime et d'aide à la navigation, ainsi que des bâtiments de services maritimes. Les installations de Yamal LNG comprennent des postes d'amarrage technologiques pour le transbordement de gaz naturel liquéfié et de condensats de gaz, des postes d'amarrage pour marchandises roulantes, des postes d'amarrage pour marchandises de construction, des postes d'amarrage pour la flotte portuaire, des entrepôts, des zones administratives et économiques, des réseaux d'ingénierie et de communication.
La plus grande usine de traitement de gaz de Russie >>
Les limites du port maritime dans la zone du village de Sabetta sont fixées par le décret du gouvernement de la Fédération de Russie n° 242-r du 26 février 2013. Décret Agence fédérale du transport maritime et fluvial de la Fédération de Russie du 25 juillet 2014 n° KS-286-r, le port maritime de Sabetta est inscrit au registre des ports maritimes de Russie.
Le port est construit en deux étapes : préparatoire et principale. La phase préparatoire est la construction d'un port de chargement pour recevoir les marchandises de construction et les modules technologiques de l'usine de GNL. Actuellement le port fonctionne toute l'année, accepte les marchandises technologiques et de construction.
L'étape principale de la construction du port comprend des postes d'amarrage technologiques pour le transport de GNL et de condensats de gaz. Le port sera prêt à accueillir des méthaniers en 2017.Au cours du premier trimestre de 2017, le port maritime a enregistré 17 escales internationales de navires le long de la route maritime du Nord, malgré le fait que le début de l'année soit considéré comme le plus difficile en termes de conditions de glace.
Dans la toundra au nord du cercle polaire arctique, un aéroport moderne a été construit qui répond à tous normes internationales. Au premier trimestre 2017, 16 vols aériens internationaux étaient déjà enregistrés en provenance de Belgique, de Chine, d'Écosse et de Corée du Sud.À titre de comparaison, pour l'ensemble de l'année 2016, il n'y a eu que 11 vols internationaux. Début mars, l'aéroport russe Sabetta, situé au bord de la mer de Kara, a reçu pour la première fois le plus gros avion An-124 Ruslan avec du fret à son bord en provenance de Chine et des composants destinés à la construction du géant de liquéfaction Yamal LNG ; usine, pesant 67,67 tonnes.
Le complexe aéroportuaire comprend un aérodrome de catégorie I OACI, une piste de 2704 m x 46 m, des hangars pour avions, un bâtiment de services et de passagers, dont un secteur international. L'aéroport peut accueillir des avions de différents types IL-76, A-320, Boeing-737-300, 600, 700, 800, Boeing-767-200, ainsi que des hélicoptères MI-26, MI-8. L'exploitant de l'aéroport est une filiale à 100 % de Yamal LNG OJSC - Sabetta International Airport LLC.
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* Sovcomflot travaille depuis 2006 dans le cadre du premier projet subarctique sur le plateau de Sakhaline « Sakhaline-1 ». En 2008, la société a commencé à transporter du pétrole brut dans le cadre du projet Varandey Arctic, qui est actuellement desservi par trois pétroliers navettes SCF : Vasily Dinkov, Kapitan Gotsky et Timofey Guzhenko. Au 1er mars 2017, ils avaient transporté en toute sécurité plus de 51 millions de tonnes de pétrole de Varandey. En 2010-2011, après un examen attentif de la question avec les entreprises du ministère russe des Transports, Atomflot et les affréteurs intéressés, Sovcomflot a organisé des vols cargo expérimentaux des pétroliers SCF Baltika (port en lourd - 117 100 tonnes) et Vladimir Tikhonov (port en lourd - 162 400 tonnes). tonnes) par des routes à haute latitude. Entre 2010 et 2014, les navires de Sovcomflot PJSC ont effectué 16 voyages à haute latitude, grâce auxquels la possibilité d'une utilisation commerciale de la route maritime du Nord pendant la navigation estivale a été prouvée et une nouvelle route en eau profonde au nord des îles de Nouvelle-Sibérie. a été développé.
En 2014, Sovcomflot a commencé à transporter du pétrole brut du champ de Prirazlomnoye (mer de Pechora), vers lequel deux pétroliers navettes SCF Arctic, le Mikhail Ulyanov et le Kirill Lavrov, ont été construits aux chantiers navals de l'Amirauté de Saint-Pétersbourg. Fin mars de cette année, ils ont transporté 4 millions de tonnes de pétrole arctique.
Pétrole arctique >>
À la fin de l'automne 2016, Sovcomflot a commencé à transporter du pétrole du champ de condensats de pétrole et de gaz de Novoportovskoye. Pour l'entretenir, une série de navettes-citernes arctiques uniques a été spécialement conçue et construite - "Shturman Albanov", "Shturman Malygin", "Shturman Ovtsyn" de classe de glace élevée Arc7, permettant de surmonter la glace jusqu'à 1,8 mètre d'épaisseur. Les pétroliers sont équipés d'un puissant système de propulsion composé de deux propulseurs Azipod d'une capacité totale de 22 MW. En mars 2017, les pétroliers avaient transporté 1,3 million de tonnes de pétrole de Novoportovsk.
** L'unique méthanier brise-glace Christophe de Margerie de la classe glace Arc7, construit pour le projet Yamal LNG (Kara Sea), a été ajouté à la flotte SCF. Il s'agit du premier transporteur de gaz de la classe Yamalmax, qui n'a pas d'analogue dans le monde. Le navire a été construit au chantier naval Daewoo Shipbuilding Marine Engineering (DSME) (Corée du Sud).Il a été lancé en octobre 2016.Cérémonie de baptême du pétrolier L'épreuve de glace "Christophe de Margerie", du nom du défunt patron de l'entreprise française Total, aura lieu en juin à Saint-Pétersbourg, a rapportéPatrick Pouyanne, PDG de Total.Le coût estimé du transporteur de gaz est d'environ 290 millions de dollars.
Une particularité de ce navire est sa classe de glace Arc7, l'utilisation de 3 hélices de type Azipod, ainsi que l'utilisation du concept dit DAS (Aker Arctic Technologies Inc.), selon lequel le navire peut avancer la proue. en eau libre et vers l'avant dans des conditions de glace, se déplaçant ainsi à travers la glace sans l'aide de brise-glaces. Le navire dispose de deux timoneries à part entière - pour le mouvement par la poupe et par la proue.
Le Turkish Stream a été lancé >>
Les deux ponts de navigation équipé du système de navigation TRANSAS MFD, composé de 12 postes de travail multifonctionnels avec un ensemble complet d'applications essentielles, notamment le système d'informations de navigation cartographique ECDIS, la station radar Navi-Radar 4000, le système d'affichage des informations de navigation Navi-Conning 4000, le système de notification et de suivi d'alarme BAMS et la station de planification d'itinéraire Navi. -Planner 4000, qui permet, avec une participation minimale du navigateur, de naviguer sur le navire le long d'un itinéraire présélectionné.
Le navire est équipé en totale conformité avec les exigences du Registre maritime russe des expéditions (RMRS) et de la communauté internationale de classification BV. Tous les équipements sont conçus et testés pour fonctionner toute l’année dans des conditions climatiques difficiles, à des températures allant jusqu’à -52°C.
Le caractère unique des équipements installés par Transas réside dans le fait que tous les postes de travail, situés à la fois sur les ponts avant et arrière, sont intégrés dans un seul système complet avec la capacité de dupliquer les principales fonctions des activités opérationnelles du navire pour améliorer la sécurité de la navigation. Ceci est particulièrement important lors de la mise en œuvre effective du projet à grande échelle Yamal LNG, auquel est destiné le méthanier Christophe de Margerie. 
Bases arctiques de Russie Vidéo unique du débarquement arctique de fusils motorisés dans la Terre arctique François-Joseph
développement du transport maritime pour le transport de gaz naturel liquéfié
Le transport maritime de gaz naturel liquéfié n’a toujours représenté qu’une petite partie de l’industrie globale du gaz naturel, ce qui nécessite d’importants investissements dans le développement de gisements de gaz, d’usines de liquéfaction, de terminaux de fret et d’installations de stockage. Une fois que les premiers navires destinés au transport du gaz naturel liquéfié furent construits et se révélèrent tout à fait fiables, les changements dans leur conception et les risques qui en résultaient étaient indésirables tant pour les acheteurs que pour les vendeurs, qui étaient les principaux acteurs des consortiums.
Les constructeurs et armateurs navals n’ont pas non plus montré beaucoup d’activité. Le nombre de chantiers navals en construction pour transporter du gaz naturel liquéfié est faible, même si l'Espagne et la Chine ont récemment annoncé leur intention d'en lancer la construction.
Cependant, la situation sur le marché du gaz naturel liquéfié a changé et continue d'évoluer très rapidement. Beaucoup de gens voulaient s'essayer à ce métier.
Au début des années 1950, les progrès technologiques ont permis de transporter du gaz naturel liquéfié sur de longues distances par voie maritime. Le premier navire à transporter du gaz naturel liquéfié était un vraquier reconverti" Attelage Marlin», construit en 1945, dans lequel se trouvaient librement des réservoirs en aluminium avec isolation extérieure en balsa. a été renommé " Pionnier du méthane" et en 1959 il effectua son premier vol avec 5 000 mètres cubes. mètres de marchandises des États-Unis vers le Royaume-Uni. Malgré le fait que l'eau qui a pénétré dans la cale a mouillé le balsa, le navire a fonctionné assez longtemps jusqu'à ce qu'il commence à être utilisé comme installation de stockage flottante.
Le premier transporteur de gaz au monde « Méthane Pioneer »
En 1969, le premier navire dédié au gaz naturel liquéfié a été construit au Royaume-Uni pour les voyages de l'Algérie vers l'Angleterre, appelé le Princesse du méthane». Transporteur de gaz avait des réservoirs en aluminium, une turbine à vapeur, dans les chaudières desquelles il était possible d'utiliser le méthane bouilli.
transporteur de gaz "Méthane Princess"
Données techniques du premier transporteur de gaz au monde « Methane Princess » :
Construit en 1964 au chantier naval " Constructeurs navals Vickers Armstong» pour la société opératrice « Shell Tankers Royaume-Uni»;
Longueur - 189 m ;
Largeur - 25 m ;
Centrale électrique - turbine à vapeur, 13 750 ch ;
Vitesse - 17,5 nœuds ;
Capacité de chargement - 34 500 mètres cubes. m méthane;
Dimensions transporteurs de gaz ont peu changé depuis. Au cours des 10 premières années d'activité commerciale, ils sont passés de 27 500 à 125 000 mètres cubes. m et a ensuite augmenté à 216 000 mètres cubes. m. Initialement, le gaz torché était gratuit pour les armateurs, car en raison du manque d'approvisionnement en gaz, il devait être rejeté dans l'atmosphère et l'acheteur était l'une des parties au consortium. Fournir autant de gaz que possible n’était pas l’objectif principal comme c’est le cas aujourd’hui. Les contrats modernes incluent le coût du gaz brûlé, et cela incombe à l'acheteur. Pour cette raison, l’utilisation du gaz comme combustible ou sa liquéfaction sont devenues les principales raisons de nouvelles idées dans la construction navale.
conception des citernes à cargaison des transporteurs de gaz
transporteur de gaz
D'abord navires pour le transport de gaz naturel liquéfié possédaient des citernes à cargaison du type Conch, mais elles n'étaient pas largement utilisées. Au total, six navires équipés de ce système ont été construits. Il était basé sur des réservoirs prismatiques autoportants en aluminium avec isolation en balsa, remplacé plus tard par de la mousse de polyuréthane. Lors de la construction de grands navires jusqu'à 165 000 mètres cubes. m, ils voulaient fabriquer des citernes à cargaison en acier au nickel, mais ces développements ne se sont jamais concrétisés, car des projets moins chers ont été proposés.
Les premiers conteneurs à membrane (réservoirs) ont été construits sur deux navires transporteurs de gaz en 1969. L’un était en acier de 0,5 mm d’épaisseur et l’autre en acier inoxydable ondulé de 1,2 mm d’épaisseur. Des blocs de perlite et de PVC pour l'acier inoxydable ont été utilisés comme matériaux isolants. D'autres développements dans le processus ont modifié la conception des réservoirs. L'isolation a été remplacée par des panneaux de balsa et de contreplaqué. La deuxième membrane en acier inoxydable manquait également. Le rôle de la deuxième barrière était joué par une feuille d'aluminium triplex, recouverte de verre des deux côtés pour plus de solidité.
Mais les chars les plus populaires étaient du type MOSS. Les conteneurs sphériques de ce système furent empruntés aux navires transportant des gaz de pétrole et se généralisèrent rapidement. Les raisons de cette popularité sont une isolation autonome et bon marché et une construction séparée du navire.
L'inconvénient d'un réservoir sphérique est la nécessité de refroidir une grande masse d'aluminium. entreprise norvégienne Mousse Maritime"le développeur des réservoirs de type MOSS, a proposé de remplacer l'isolation interne du réservoir par de la mousse polyuréthane, mais cela n'a pas encore été mis en œuvre.
Jusqu'à la fin des années 1990, le modèle MOSS dominait dans la construction de citernes à cargaison, mais ces dernières années, en raison de l'évolution des prix, près des deux tiers des citernes commandées transporteurs de gaz avoir des réservoirs à membrane.
Les réservoirs à membrane ne sont construits qu'après le lancement. Il s’agit d’une technologie assez coûteuse et qui prend également beaucoup de temps à construire – 1,5 an.
Les principaux objectifs de la construction navale étant aujourd'hui d'augmenter la capacité de chargement avec des dimensions de coque inchangées et de réduire le coût de l'isolation, trois principaux types de citernes à cargaison sont actuellement utilisés pour les navires transportant du gaz naturel liquéfié : le type de citerne sphérique « MOSS », la citerne à membrane type du système "Gaz" Transport N°96" et un réservoir à membrane du système Technigaz Mark III. Le système « CS-1 » a été développé et est en cours de mise en œuvre, qui est une combinaison des systèmes à membrane ci-dessus.
Réservoirs sphériques de type MOSS
Réservoirs à membrane de type Technigaz Mark III sur le méthanier Lokoja
La conception des réservoirs dépend de la pression maximale et de la température minimale de conception. Réservoirs intégrés- font partie intégrante de la coque du navire et subissent les mêmes charges que la coque transporteur de gaz.
Réservoirs à membrane- non autoporteur, constitué d'une fine membrane (0,5-1,2 mm) soutenue par une isolation fixée sur l'enveloppe intérieure. Les charges thermiques sont compensées par la qualité du métal de la membrane (nickel, alliages d'aluminium).
transport de gaz naturel liquéfié (GNL)
Le gaz naturel est un mélange d’hydrocarbures qui, après liquéfaction, forme un liquide clair, incolore et inodore. Ce GNL est généralement transporté et stocké à une température proche de son point d’ébullition, soit environ -160°C.
En réalité, la composition du GNL est différente et dépend de sa source d’origine et du processus de liquéfaction, mais le composant principal est bien entendu le méthane. D'autres composants peuvent être de l'éthane, du propane, du butane, du pentane et éventuellement un faible pourcentage d'azote.
Pour les calculs techniques, bien sûr, les propriétés physiques du méthane sont prises en compte, mais pour le transport, lorsqu'un calcul précis de la valeur thermique et de la densité est requis, la composition composite réelle du GNL est prise en compte.
Pendant traversée de la mer, la chaleur est transférée au GNL à travers l’isolation du réservoir, provoquant l’évaporation d’une partie de la cargaison, appelée évaporation. La composition du GNL change en raison de l'évaporation, car les composants plus légers, qui ont un point d'ébullition bas, s'évaporent en premier. Par conséquent, le GNL déchargé a une densité plus élevée que celui qui a été chargé, un pourcentage de teneur en méthane et en azote plus faible, mais un pourcentage plus élevé d'éthane, de propane, de butane et de pentane.
La limite d'inflammabilité du méthane dans l'air est d'environ 5 à 14 pour cent en volume. Pour réduire cette limite, avant le chargement, l'air est évacué des réservoirs en utilisant de l'azote jusqu'à une teneur en oxygène de 2 pour cent. En théorie, une explosion ne se produira pas si la teneur en oxygène du mélange est inférieure à 13 % par rapport au pourcentage de méthane. La vapeur de GNL bouillie est plus légère que l’air à une température de -110°C et dépend de la composition du GNL. À cet égard, la vapeur s'engouffrera au-dessus du mât et se dissipera rapidement. Lorsque de la vapeur froide est mélangée à l’air ambiant, le mélange vapeur/air sera clairement visible sous la forme d’un nuage blanc en raison de la condensation de l’humidité dans l’air. Il est généralement admis que la limite d'inflammabilité d'un mélange vapeur/air ne s'étend pas très loin au-delà de ce nuage blanc.
remplir les citernes à marchandises avec du gaz naturel
terminal de traitement du gaz
Avant le chargement, le gaz inerte est remplacé par du méthane, car lors du refroidissement, le dioxyde de carbone inclus dans le gaz inerte gèle à une température de -60°C et forme une poudre blanche qui obstrue les buses, les vannes et les filtres.
Lors de la purge, le gaz inerte est remplacé par du méthane chaud. Ceci est fait afin d'éliminer tous les gaz de congélation et de terminer le processus de séchage du réservoir.
Le GNL est acheminé depuis la côte via un collecteur de liquide où il entre dans la ligne de stripping. Après quoi, il est acheminé vers l'évaporateur de GNL et le méthane à une température de +20°C est acheminé via une conduite de vapeur jusqu'au sommet des citernes à cargaison.
Lorsque 5 pour cent de méthane sont détectés à l’entrée du mât, le gaz qui s’échappe est envoyé via des compresseurs vers le rivage ou vers des chaudières via une conduite de combustion de gaz.
L'opération est considérée comme terminée lorsque la teneur en méthane mesurée au sommet de la ligne de charge dépasse 80 pour cent du volume. Après remplissage de méthane, les citernes à cargaison sont refroidies.
L'opération de refroidissement commence immédiatement après l'opération de remplissage de méthane. Pour cela, il utilise du GNL fourni depuis la côte.
Le liquide s'écoule à travers le collecteur de cargaison jusqu'à la conduite de pulvérisation, puis dans les citernes à cargaison. Une fois le refroidissement des réservoirs terminé, le liquide est acheminé vers la conduite de cargaison pour le refroidir. Le refroidissement des réservoirs est considéré comme terminé lorsque la température moyenne, à l'exception des deux capteurs supérieurs, de chaque réservoir atteint - 130°C ou moins.
Lorsque cette température est atteinte et que le niveau de liquide dans la cuve est présent, le chargement commence. La vapeur générée lors du refroidissement est renvoyée à terre à l'aide de compresseurs ou par gravité via un collecteur de vapeur.
chargement de transporteurs de gaz
Avant le démarrage de la pompe à cargaison, toutes les colonnes de déchargement sont remplies de gaz naturel liquéfié. Ceci est réalisé à l’aide d’une pompe de stripping. Le but de ce remplissage est d'éviter les coups de bélier. Ensuite, selon le manuel d'exploitation de la cargaison, la séquence de démarrage des pompes et la séquence de déchargement des citernes sont effectuées. Lors du déchargement, une pression suffisante est maintenue dans les citernes pour éviter la cavitation et avoir une bonne aspiration au niveau des pompes à cargaison. Ceci est réalisé en fournissant de la vapeur depuis le rivage. S'il est impossible d'approvisionner le navire en vapeur depuis la rive, il est nécessaire de démarrer l'évaporateur GNL du navire. Le déchargement est arrêté à des niveaux pré-calculés, en tenant compte du reste nécessaire au refroidissement des cuves avant d'arriver au port de chargement.
Après l'arrêt des pompes à cargaison, la conduite de déchargement est vidangée et l'alimentation en vapeur depuis le rivage est arrêtée. Le stander côtier est purgé à l’azote.
Avant de partir, la conduite de vapeur est purgée avec de l'azote jusqu'à ce que la teneur en méthane ne dépasse pas 1 pour cent du volume.
système de protection des transporteurs de gaz
Avant la mise en service transporteur de gaz, après l'accostage ou le stationnement de longue durée, les citernes à cargaison sont vidangées. Ceci est fait afin d'éviter la formation de glace lors du refroidissement, ainsi que la formation de substances agressives si l'humidité se combine avec certains composants du gaz inerte, tels que les oxydes de soufre et d'azote.
réservoir de gaz
Le séchage des réservoirs est effectué avec de l'air sec, produit par une installation à gaz inerte sans processus de combustion de carburant. Cette opération prend environ 24 heures pour réduire le point de rosée à - 20°C. Cette température permettra d'éviter la formation d'agents agressifs.
Chars modernes transporteurs de gaz conçu avec un risque minimal de ballottement de la charge. Les réservoirs des navires sont conçus pour limiter la force d’impact des liquides. Ils disposent également d’une marge de sécurité importante. Cependant, l'équipage est toujours conscient du risque potentiel de ballottement de la cargaison et d'éventuels dommages au réservoir et à l'équipement qu'il contient.
Pour éviter le ballottement de la cargaison, le niveau de liquide inférieur est maintenu à 10 pour cent maximum de la longueur du réservoir et le niveau supérieur à au moins 70 pour cent de la hauteur du réservoir.
La prochaine mesure pour limiter le ballottement de la charge est de limiter le mouvement transporteur de gaz(roulage) et les conditions qui génèrent des éclaboussures. L'amplitude des éclaboussures dépend de l'état de la mer, de la gîte et de la vitesse du navire.
poursuite du développement des transporteurs de gaz
Méthanier en construction
Entreprise de construction navale " Kvaerner Masa-Yards» la production a commencé transporteurs de gaz type "Moss", qui a considérablement amélioré les performances économiques et est devenu près de 25 pour cent plus économique. Nouvelle génération transporteurs de gaz vous permet d'augmenter l'espace de chargement à l'aide de réservoirs expansés sphériques, non pas de brûler le gaz évaporé, mais de le liquéfier à l'aide d'un UPSG compact et d'économiser considérablement du carburant à l'aide d'une installation diesel-électrique.
Le principe de fonctionnement de l'unité de traitement des gaz est le suivant : le méthane est comprimé par un compresseur et envoyé directement dans la « boîte froide », dans laquelle le gaz est refroidi grâce à une boucle de réfrigération fermée (cycle de Brayton). L'azote est l'agent de refroidissement efficace. Le cycle de chargement est constitué d'un compresseur, d'un échangeur thermique à plaques cryogéniques, d'un séparateur de liquide et d'une pompe de récupération de méthane.
Le méthane évaporé est évacué du réservoir par un compresseur centrifuge ordinaire. La vapeur de méthane est comprimée à 4,5 bars et refroidie à cette pression jusqu'à environ - 160°C dans un échangeur de chaleur cryogénique.
Ce processus condense les hydrocarbures à l’état liquide. La fraction azotée présente dans la vapeur ne peut pas être condensée dans ces conditions et reste sous forme de bulles de gaz dans le méthane liquide. La phase de séparation suivante a lieu dans le séparateur de liquide, d'où le méthane liquide est évacué dans le réservoir. À ce moment-là, de l'azote gazeux et partiellement des vapeurs d'hydrocarbures sont rejetés dans l'atmosphère ou brûlés.
La température cryogénique est créée à l’intérieur de la « boîte froide » par la méthode de compression-détente cyclique de l’azote. L'azote gazeux avec une pression de 13,5 bars est comprimé à 57 bars dans un compresseur centrifuge à trois étages et est refroidi avec de l'eau après chaque étage.
Après le dernier refroidisseur, l'azote va dans la section « chaude » de l'échangeur de chaleur cryogénique, où il est refroidi à -110°C, puis détendu jusqu'à une pression de 14,4 bars dans le quatrième étage du compresseur, le détendeur.
Le gaz sort du détendeur à une température d'environ -163°C puis entre dans la partie « froide » de l'échangeur thermique, où il refroidit et liquéfie la vapeur de méthane. L'azote traverse ensuite la partie « chaude » de l'échangeur thermique avant d'être aspiré dans le compresseur à trois étages.
L'unité d'expansion d'azote est un compresseur centrifuge intégré à quatre étages avec un étage d'expansion et favorise une installation compacte, une réduction des coûts, un contrôle amélioré du refroidissement et une consommation d'énergie réduite.
Alors si quelqu'un veut transporteur de gaz laissez votre CV et comme on dit : « Sept pieds sous quille».