Le transport du Gaz (gazoduc et GNL)

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Re: Le transport du Gaz (gazoduc et GNL)

Message par energy_isere » 26 oct. 2010, 13:25

Dans Le Figaro , avec cette interessante carte des transits de Gaz :
La bulle mondiale des prix du gaz se dégonfle

Crise économique, essor spectaculaire des gaz de schiste aux États-Unis, mise en route de nouvelles usines de production de gaz liquéfié. Le marché mondial est bouleversé. Les prix chutent.
Ce dossier politiquement sensible illustre bien la mutation actuelle des marchés du gaz : à Dunkerque, EDF travaille depuis longtemps sur un projet de construction d'un terminal méthanier, destiné à importer du gaz naturel liquéfié (GNL). Avant l'été, l'électricien a préféré se donner un répit supplémentaire avant de prendre une décision définitive. Interrogée, EDF répond aujourd'hui que sa position n'est toujours pas tranchée mais qu'en compagnie de ses partenaires - dont fait notamment partie Total -, sa réflexion se poursuit activement. Il n'empêche, cette installation, au coût estimé d'un milliard d'euros, pourrait parfaitement rester dans les cartons.

Ces hésitations ne tiennent pas seulement aux inflexions de la stratégie gazière d'EDF. À l'échelle globale, cette source d'énergie a enregistré ces derniers mois une chute spectaculaire de ses prix. Celle-ci frôle les 70 % pour l'indice américain Henry Hub depuis le mois de juin 2008.

Première cause de ce recul accéléré : la crise économique mondiale qui a frappé avant tout les économies développées. Et provoqué une nette baisse de la consommation de gaz (utilisé avant tout pour produire de l'électricité) dans l'OCDE.

À ce phénomène conjoncturel, se sont ajoutés deux facteurs structurels. Aux États-Unis, des progrès techniques ont permis un essor soudain depuis trois ans, de la production de gaz non conventionnels, en particulier les gaz de schiste (shale gas en anglais). Second facteur structurel : les pays producteurs, à commencer par le Qatar, ont investi massivement avant la crise dans les coûteuses usines de liquéfaction, les robinets à GNL. Plusieurs grandes usines viennent d'entrer en production ou vont le faire dans les prochaines années
(infographie )

Image

Confrontés à ces bouleversements, les grands opérateurs gaziers sont obligés de trouver de nouveaux débouchés. Il y a moins de deux ans par exemple, le GNL, transporté par bateau, semblait pouvoir s'exporter massivement vers les États-Unis. Ce n'est plus le cas aujourd'hui, obligeant par exemple GDF Suez à «rerouter» ses cargaisons. Voilà pourquoi, au début du mois, le groupe dirigé par Gérard Mestrallet a conclu un accord avec le chinois Cnooc portant sur la vente de 2,6 millions de tonnes de GNL à partir de 2013 et pendant une période de quatre ans. Cet accord n'est pas un épiphénomène : la stratégie GNL de GDF Suez va désormais cibler en priorité les marchés émergents. La part du gaz naturel dans le «mix énergétique» chinois est encore marginale comparée au charbon, de loin la principale source de production d'électricité. Mais, tandis que la demande de gaz a chuté de 3 % en 2009 dans l'OCDE, selon l'Agence internationale de l'énergie, elle bondissait de 11 % en Chine, et de 23 % en Inde.

De manière plus globale, tous les opérateurs, confrontés à la chute des prix, renégocient aujourd'hui avec les grands pays producteurs. Avec pour objectif que les prix de marché soient davantage pris en compte. Confrontés à l'affaiblissement de la demande, le russe Gazprom ou le norvégien Statoil ont consenti d'introduire 15 % à 20 % des prix au comptant (prix «spot») dans leurs contrats.

En toile de fond figure évidemment la facture du consommateur. En France notamment, comment expliquer aux ménages que leur facture augmente alors même que la bulle gazière a explosé ? C'est d'ailleurs pour cela qu'en France, le gouvernement a demandé à GDF Suez d'élaborer une nouvelle formule de calcul plus proche des réalités du marché.

À l'arrivée, cette baisse des prix pourrait avoir un impact sur les autres grandes sources de production d'énergie. Aux États-Unis notamment, la relance programmée du nucléaire apparaît soudain beaucoup moins compétitive que prévu.

Les opérateurs tels que GDF Suez en France ou les Japonais privilégient cependant les contrats d'approvisionnement à long terme, portant souvent sur trente ans. Car les experts s'accordent sur une prévision : la surproduction gazière mondiale, équivalente en 2009 à la consommation de la France, prendra fin, tôt (2013) ou tard (2015). L'Agence internationale de l'énergie prévoit un doublement de la demande planétaire de gaz naturel d'ici à 2030.
http://www.lefigaro.fr/matieres-premier ... gonfle.php

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Message par energy_isere » 19 déc. 2010, 16:11

suite de ce post : viewtopic.php?p=274017#p274017
Algérie : le projet de gazoduc Medgaz "avance bien" (ministre)

AFP le 19/12/2010

Le projet de gazoduc Medgaz, reliant directement l'Algérie à l'Espagne, "avance bien" et sera probablement lancé dans les prochaines semaines, a annoncé dimanche le ministre algérien de l'Energie. Youcef Yousfi.

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Message par energy_isere » 09 févr. 2011, 11:01

Suite du post precedent .
Mise en service "imminente" du gazoduc Medgaz (responsables) :

AFP le 09/02/2011

Le projet du gazoduc Medgaz reliant directement l'Algérie à l'Espagne est opérationnel dans sa partie algérienne et sa mise en service est "imminente", ont affirmé mardi des responsables du projet à Ain Temouchent, à l'extrême ouest de l'Algérie.

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Message par energy_isere » 11 févr. 2011, 15:01

ConocoPhillips and Marathon Oil décident de mettre sous cocon une vieille usine de liquéfaction de Gaz en Alaska aprés 40 ans d' activité.

L' usine est vieille et le marché du Gaz n' aide pas en ce moment.
ConocoPhillips and Marathon Oil Corp closing Alaska LNG plant after 40 years


.............

Clark said it's expected to take months to mothball the plant, which ConocoPhillips co-owns with Marathon but operates by itself.

Clark said the companies decided independently that the plant should be closed. He cited as factors a "general deterioration" in the liquefied natural gas, or LNG, market and the volume of gas at the plant.

The "business case does not support continuing exports at this time," Carri Lockhart, production manager for Marathon in Alaska, said in a separate interview.


.........
http://www.bloomberg.com/news/2011-02-1 ... years.html

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Message par energy_isere » 21 févr. 2011, 12:33

L'avenir radieux du GNL à petite échelle

Le GNL à petite échelle a connu une croissance considérable au cours des dernières années et gagnera encore plus en popularité et en importance au cours des années à venir.
De nombreuses organisations effectuent actuellement une analyse de rentabilité et envisagent d'investir dans cette nouvelle technologie.

........
lire ici : http://www.enerzine.com/12/11422+laveni ... elle+.html

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Message par energy_isere » 31 mars 2011, 20:33

En relation avec ce post : viewtopic.php?p=286885#p286885
Accord algéro-hispano-français pour la fourniture de 8 mds de m3 de gaz/an :

AFP le 31/03/2011

La compagnie algérienne Sonatrach a signé jeudi à Alger des accords de fourniture de gaz avec les espagnols Cepsa, Endesa, Iberdrola et le français GDF Suez portant sur 8 milliards de m3/an qui seront acheminés par le tout nouveau gazoduc Medgaz.

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Message par energy_isere » 29 juin 2011, 13:18

Pour Mahiahi : le Gaz naturel liquéfié sur Wikipedia : http://en.wikipedia.org/wiki/Liquefied_natural_gas

Le cout de construction d' une unité de liquéfaction de gas naturel de 1 million de tonnes par an est de 1.5 milliard de $.
.....
As most LNG plants are located in "stranded" areas not served by pipelines and the costs of LNG treatment and transportation are huge, development was slow during the second half of the last century. The construction of an LNG plant costs at least USD 1.5 billion per 1 mmtpa capacity, a receiving terminal costs USD 1 billion per 1 bcf/day throughput capacity, and LNG vessels cost USD 0.2–0.3 billion.

In the early 2000s, as more players invested, both in liquefaction and regasification, and with new technologies, the prices for construction of LNG plants, receiving terminals and vessels have fallen, making LNG a more competitive means of energy distribution, but increasing material costs and demand for construction contractors have driven up prices in the last few years. The standard price for a 125,000 cubic meter LNG vessel built in European and Japanese shipyards used to be USD 250 million. When Korean and Chinese shipyards entered the race, increased competition reduced profit margins and improved efficiency, costs were reduced by 60%. Costs in US dollar terms also declined due to the devaluation of the currencies of the world's largest shipbuilders, Japanese yen and Korean won. Since 2004, ship costs have increased due to a large number of orders which have increased demand for shipyard slots. The per-ton construction cost of an LNG liquefaction plant fell steadily from the 1970s through the 1990s. The cost reduced by approximately 35%. However, recently, due to materials costs, lack of skilled labor, shortage of professional engineers, designers, managers and other white-collar professionals, the cost of building liquefaction and regasification terminals has doubled.

.....

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Message par energy_isere » 08 juil. 2011, 20:46

suite de ce post : http://forums.oleocene.org/phpBB3/viewt ... 85#p286885

Premier passsage de Gaz dans le Gazoduc Medgaz de l' Algérie vers l' espagne !
First Algerian gas heads to Spain via Medgaz

Jul 7, 2011

First gas has flowed through the Medgaz trunkline taking supplies north from Algeria to mainland Spain via the Mediterranean Sea.

The Medgaz system links onshore pipeline systems in Spain with gas-production facilities onshore Algeria via a 210-km (130-mi) long, reaching a maximum water depth of 2,155 m (7,070 ft).

This submarine pipeline section has an annual capacity of 8 bcm (282.5 bcf). A future scheduled upgrade will boost capacity to 16 bcm (565 bcf).

The project took 10 years to plan and engineer. Operator Medgaz SA commissioned Lloyd's Register Inspection for technical support in 2007 to ensure safe and responsible delivery of the program which will provide gas for power-generating plants, and Spanish domestic demand.

Lloyd’s has completed five inspection-related work packages to ensure compliance with codes and standards at the suppliers' facilities and on-site during construction of the pipeline – offshore and onshore – and at the onshore facilities during installation, testing, and commissioning.

http://www.offshore-mag.com/index/artic ... n_gas.html

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Message par energy_isere » 02 sept. 2011, 21:35

Dans cet article Libye/pétrole : l'Italie en panne de gaz suite à l'arrêt de Greenstream ?
on trouve cette carte des gazoduc africain.

Image

on y voit le Greenstream Lybien vers l' Italie, actuellement à l' arret vu la guerre,

le Medgaz qui a ouvert il ya quelques semaines (Algérie --> Espagne)

le projet du Trans Saharien dont j' ai déjà parlé.
( ce fil viewtopic.php?p=234392#p234392 )

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Message par energy_isere » 01 déc. 2011, 12:57

Les Chinois construisent leut premier dock flottant pour le gaz naturel liquéfié.
Pour la somme astronomique de 892 millions de $.

Ca va étre au large de la ville de Tianjin, pour des raisons de place et de sécurité.
Les gros méthaniers accosterons. Ensuite des petits méthaniers iront redistribuer.

Il y a d' autre projets de ce type sur la cote Chinoise.

China's 1st Floating LNG Storage Worth $892.8M Underway

November 30, 2011

Difficulties experienced from meeting stringent requirements and securing state approval in trying to construct a land-based receiving terminal has prompted the China National Offshore Oil Corp (CNOOC Group) to build the country's first floating liquefied natural gas (LNG) receiving and storage facility.

The facility, pegged at 5.7 billion yuan ($892.84 million), would be stationed off the northern city of Tianjin. It would be able to receive LNG imports up to 2.2 million tonnes per year.

Image

China's LNG imports, which now accounts a tenth of its total gas use, have reached to 9.4 million tonnes, growing by a quarter in the first 10 months of 2011 from a year ago, according to customs data sourced by Reuters.

CNOOC is still undecided whether it will purchase or rent a floating facility for the Tianjin project, whose operation is expected to begin in 2014, Reuters quoted an unidentified CNOOC official. The same official added that CNOOC has plans to add several more floating facilities along the coastline.

Limited land sites along the coastline, coupled with growing competition among China's main investors including CNOOC, PetroChina and Sinopec Corp., led the shift to floating facilities.

China, the world's second-largest economy and currently second largest consumer of energy, has been increasing the number of its onshore LNG receiving terminals along its east coast to handle imports of the super-chilled natural gas shipped by tankers, all to meet surging domestic demand for the cleaner-burning fuel. China's growing population and rapid urbanisation drive the country to consume as much energy as well.

Smaller tankers will move towards the floating facility to get the imported LNG and will ship the fuel to an existing onshore receiving terminal for regasification. After which it will either be pumped into the city gas grids or trucked away by the country's growing fleet of LNG trucks to directly supply residential areas and small power stations.

This early, CNOOC mulls to extend the project into a second phase, and will solicit the partnership of the Tianjin port authority and the Tianjin city gas company to build a 6 million tonne-per-year onshore LNG receiving terminal along four storage tanks with a 160,000 cubic metres capacity each. Target implementation is on 2015.

CNOOC is China's leading LNG terminal developer, with three receiving terminals operating in southern China.
http://au.ibtimes.com/articles/258319/2 ... -worth.htm

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Message par energy_isere » 09 févr. 2012, 19:32

Italie : hausse des importations de gaz en provenance de l'Algérie

08 Fev 2012 leblogfinance.com

La vague de froid qui sévit actuellement en Europe ne fait pas que des malheureux.

Alors que le géant gazier russe Gazprom a réduit de 10% ses livraisons au marché européen, l'Algérie pourrait tirer son épingle du jeu. L'Italie se tournant désormais vers le gaz algérien pour satisfaire la hausse de la demande interne.

L'Italie est confrontée à une telle situation de crise, qu'elle se voit désormais contrainte de puiser dans ses stocks stratégiques, Augmentant parallèlement les volumes importés via le gazoduc trans-méditerranéen Enrico Mattei.

Image

Dimanche soir, le président du groupe énergétique italien ENI, Paolo Scaroni a ainsi indiqué fort clairement que l'Italie compensait la baisse des approvisionnements en gaz russe par l'accélération des livraisons à partir de l'Algérie et, dans une moindre mesure, de l'Europe du Nord.

Les exportations «supplémentaires» de gaz vers l'Italie ne constitue pas de livraisons exceptionnelles pour l'Algérie et font partie des quantités à pourvoir annuellement dans le cadre des contrats à long terme signés entre Sonatrach et ENI, est-il toutefois précisé.

Les approvisionnements actuels font donc partie intégrante des quotas fixés par accord ... en hypothéquant l'avenir tout de même ...

Rappelons que les contrats en cours prévoient d'ailleurs des livraisons annuelles de près de 34 milliards de mètres cubes. L'Algérie se plaçant ainsi en tant que premier fournisseur de l'Italie avec la couverture de 32 à 37% des besoins du pays en gaz contre près de 29% pour la Russie.

Samedi, la Russie a annoncé une baisse de 10% de ses livraisons de gaz au marché européen. Réduction qui ne touche à l'heure actuelle que les volumes hors quotas, les volumes prévus par les contrats en cours étant quant à eux respectés.

Gazprom est dans l'impossibilité de livrer des volumes supplémentaires, le Premier ministre russe, Vladimir Poutine ayant donné pour instruction d'assurer les besoins internes en priorité.

L'Italie a d'ores et déjà enregistré un déficit de 30% des approvisionnements russes sur le réseau. Se voyant contrainte de puiser dans leurs réserves créées en 2006 après la crise du gaz entre Moscou et Kiev.
http://www.leblogfinance.com/2012/02/it ... gerie.html

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Message par energy_isere » 15 févr. 2012, 17:53

Hyundai développe son propre design de FLNG

15/02/2012 meretmarine.com

Image
crédits : HYUNDAI HEAVY INDUSTRIES


Hyundai Heavy Industries vient de présenter son propre modèle d'unité flottante de gaz naturel liquéfié (Floating Liquefied Natural Gaz - FLNG). Les bureaux d'études du groupe sud-coréen ont travaillé sur ce design avec le groupe allemand Linde, une société d'ingénierie spécialisée sur le marché du gaz. Long de 335 mètres pour une largeur de 70 mètres et une hauteur de 35 mètres, le FLNG de Hyundai présente une capacité de stockage de 193.800 m3 de gaz naturel liquéfié et une capacité de production annuelle de 2.5 millions de tonnes de GNL. Destiné à produire du gaz naturel, le liquéfier et le transférer directement sur un méthanier, le concept de FLNG conçu par les Sud-coréens a reçu un accord de principe pour une certification par la société de classification norvégienne DNV. D'après Hyundai, la réalisation de ce type de bateau prendrait 25% de temps en moins que de bâtir une installation de liquéfaction et de stockage terrestre. Le temps de construction serait, en effet, de 45 mois seulement.
Avec ce design, Hyundai compte renforcer ses positions sur le marché offshore du gaz, qui devrait continuer de croître dans les prochaines années. En développant son propre modèle de FLNG, le groupe sud-coréen cherche, par ailleurs, à développer un savoir-faire en ingénierie. Avec pour objectif de ne plus se contenter du simple rôle de constructeur, mais tendre vers le développement complet de projets, ce qui le fait entrer en concurrence avec les bureaux d'études internationaux, notamment européens. Pour le moment, HHI n'a pas signé de commande pour la réalisation de cette unité. Mais le groupe a été retenu par le centre de recherche Kogas afin de participer au développement d'un FLNG coréen d'ici 2016.
http://www.meretmarine.com/article.cfm?id=118737

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Message par energy_isere » 16 févr. 2012, 19:56

La Hollande avait inauguré un terminal GNL à Maasvlakt prés de Rotterdam en Septembre 2011.
Cout de 800 millions d' €
3 reservoirs de GNL de 180 000 m3 chacun ! 86 m de diamétre pour 46 m de hauteur.
2 jetées permattant d' acoster les navires de type Qmax.
Capacité d' acceuil de 180 transports de GNL par an extension prévue à 200 (ainsi qu' un 4ieme reservoir).

Gate LNG Terminal, Netherlands

Image
http://www.hydrocarbons-technology.com/ ... 2-gate.jpg

Gate (Gas Access to Europe) Liquefied Natural Gas (LNG) terminal is located in Maasvlakte in Rotterdam, the Netherlands. The terminal was completed in June 2011 and officially inaugurated in September 2011. It has an initial annual capacity of 12 billion cubic metres (bcm) and a maximum capacity of 16bcm/y.

The terminal was developed by Nederlandse Gasunie (Gasunie) and Koninklijke Vopak (Royal Vopak). It is spread over an area of 35ha.

Estimated investment in the facility was €800m. The project was funded by the European Investment Bank and a syndicate of ten private banks.

Major functions of the terminal include receipt, storage, regasification and distribution. The first commercial cargo, carried by Bu Samra vessel, arrived at the terminal in September 2011.
...........

Image
The Gate LNG terminal features two jetties capable of handling Qmax Vessels. The jetties will handle larger vessels in the future. Image courtesy of the Gate terminal.
..............
About 180 LNG vessels are expected to be handled by the terminal annually.

To reach the maximum capacity of 16bcm/y, the terminal is planned to be expanded in the future.

The expansion plans include the construction of a fourth LNG tank. It will enable the terminal to handle 200 LNG carriers a year

................
http://www.hydrocarbons-technology.com/ ... -terminal/

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Re: Le transport du Gaz (gazoduc et GNL)

Message par energy_isere » 20 févr. 2012, 11:06

Technip remporte un contrat pour un système d’export de gaz et de condensat en Arabie Saoudite et au Koweït

Europétrole le 14/02/2012

Technip a remporté un contrat auprès de Kuwait Gulf Oil Company (KGOC) pour l’ingénierie, la fourniture des équipements, la construction et l’assistance à la mise en service de leur système d’export de gaz et de condensat. Le projet est réparti en onshore et en offshore dans deux pays, l’Arabie Saoudite et le Koweït.

L’objectif du projet est d’acheminer une combinaison de gaz pauvre, de condensat et de gaz acide à travers une conduite d’export d’un diamètre de 12 pouces, depuis les installations d’Al Khafji Joint Operations (KJO) en Arabie Saoudite jusqu’à l’unité de raccordements de Kuwait Oil Company (KOC), à savoir l’Intermediate Slug Catcher actuellement en cours de construction dans le cadre du projet No EF/1718 de KOC près d’Al-Ahmadi, au Koweït. Ces installations permettront également à KPC/KJO d’atteindre leur objectif d’1 % de torchage en réduisant le gaz brûlé à la torche, ainsi que de valoriser davantage les ressources en hydrocarbures.

La longueur totale de la conduite d’export est de 110 kilomètres. Les 4 premiers kilomètres sont onshore en Arabie Saoudite, suivis par une section offshore de 47 kilomètres, puis par 59 kilomètres onshore au Koweït.

Le centre opérationnel de Technip à Abu Dhabi (Emirats Arabes Unis) réalisera ce projet, qui devrait s’achever au second semestre 2014. Les opérations en mer feront appel au Comanche, un des navires ayant rejoint la flotte de Technip avec l’acquisition de Global Industries.

Ce contrat démontre les compétences de Technip à la fois sur l’onshore et l’offshore, et constitue une nouvelle étape dans le soutien continu apporté aux clients du Groupe au Moyen-Orient.

Origine : Communiqué Technip
http://www.euro-petrole.com/technip-rem ... t-n-f-5994

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Re: Le transport du Gaz (gazoduc et GNL)

Message par energy_isere » 09 avr. 2012, 11:50

Égypte/Israël: le gazoduc encore saboté
Le figaro.fr Reuters le 09/04/2012
Le gazoduc entre l'Égypte, la Jordanie et Israël a été saboté aujourd'hui pour la quatorzième fois, a-t-on appris de source proche des services de sécurité égyptiens. L'explosion s'est produite dans le secteur de Médane, à l'entrée de la ville côtière d'El Arich, dans le nord du Sinaï.

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