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Page 2 of 201 Page 3 of 201 Rapport d’étude Projet Unwanted CO2 BELLAÏCHE Jeffr

Page 2 of 201 Page 3 of 201 Rapport d’étude Projet Unwanted CO2 BELLAÏCHE Jeffrey BRAHMIA Leïla MARTIAL Paul PAGES Alice PICQUOT Alain Page 4 of 201 Page 5 of 201 TABLE DES MATIERES REMERCIEMENTS .................................................................................................................................... 7 RESUME ................................................................................................................................................... 9 ABSTRACT .............................................................................................................................................. 11 INTRODUCTION ..................................................................................................................................... 13 I. Choix des technologies ....................................................................................................................... 15 I.1. Eventail des solutions possibles .................................................................................................. 16 I.1.1. Transport du gaz et retrait du CO2 ....................................................................................... 17 I.1.2. Capture du CO2 sur les fumées de combustion .................................................................... 33 I.1.3. Transport et injection du CO2 dans une aquifère saline. ..................................................... 38 I.1.4. Captage du CO2 en précombustion à partir du reformage du méthane .............................. 45 I.2. Solution recommandée ............................................................................................................... 50 II. Etude de la solution ........................................................................................................................... 53 II.1.1. Architecture générale .......................................................................................................... 54 II.1.2. Dimensionnement de la plateforme du forage des puits de gaz ........................................ 56 II.1.3. Dimensionnement du module de déshydratation .............................................................. 57 II.1.4. Dimensionnement de la station de compression et du pipeline (gaz) ................................ 58 II.1.5. Procédé du traitement du gaz et des fumées ..................................................................... 65 II.1.6. Extraction des liquides de gaz naturel (LNG)....................................................................... 91 II.1.7. Dimensionnement du cycle combiné .................................................................................. 99 II.1.8. Dimensionnement de la station de compression et du pipeline (CO2) ............................. 116 II.1.9. Dimensionnement de la plateforme de forage des puits d’injection du CO2 ................... 120 III. Analyse de risques .......................................................................................................................... 121 III.1. La formation d’hydrates .......................................................................................................... 122 III.2. La corrosion ............................................................................................................................. 124 III.3. Les fuites de gaz ...................................................................................................................... 129 III.4. Risques engendrés par le transport et le stockage du CO2 ..................................................... 129 III.5. La défaillance des installations ................................................................................................ 130 III.6. Les risques d’incendie ............................................................................................................. 131 IV. Opérations ...................................................................................................................................... 133 IV.1. Sécurité du pipeline ................................................................................................................ 134 IV.1.1. Arrêt d'urgence ................................................................................................................ 134 IV.1.2. Contrôle de la température, de la pression et du débit .................................................. 134 IV.1.3. Détection de fuites ........................................................................................................... 134 IV.2. Maintenance et réparations du pipeline ................................................................................ 135 Page 6 of 201 IV.2.1. Stratégie ........................................................................................................................... 135 IV.2.2. Contrôle et surveillance ................................................................................................... 135 IV.2.3. Réparations ...................................................................................................................... 135 IV.3 Surveillance du stockage de CO₂ .............................................................................................. 139 V. PCI ................................................................................................................................................... 143 V.1. Procurement ............................................................................................................................ 144 V.2. Construction et installation ...................................................................................................... 146 V.2.1. Les puits d’injection du CO₂ .............................................................................................. 146 V.2.2. Les plateformes ................................................................................................................. 153 V.2.3. Les pipelines ...................................................................................................................... 157 V.2.4. Les colonnes d’absorption ................................................................................................ 160 V.2.5. La centrale à cycle combiné .............................................................................................. 173 VI. Planning .......................................................................................................................................... 175 VII. Analyse financière ......................................................................................................................... 181 VII.1. Analyse financière du projet .................................................................................................. 182 VII.1.1. La vente du CO₂ ............................................................................................................... 182 VII.1.2. La vente du gaz ................................................................................................................ 183 VII.1.3. La vente des LGN ............................................................................................................. 184 VII.1.4. La vente de l’électricité ................................................................................................... 184 VII.1.5. Risques financier ............................................................................................................. 184 VII.1.6. Stratégies d'investissement ............................................................................................ 186 VII.2. Evaluation des couts du projet............................................................................................... 188 VII.2.1. Investissements ............................................................................................................... 188 VII.2.2. Couts opérationnels ........................................................................................................ 193 VII.2.3. Profitabilité du projet ...................................................................................................... 194 VII.3. Evaluation des couts du projet BAU ....................................................................................... 196 VII.3.1. Investissements ............................................................................................................... 196 VII.3.2. Couts opérationnels ........................................................................................................ 198 VII.2.3. Profitabilité du projet ...................................................................................................... 199 CONCLUSION ....................................................................................................................................... 201 Page 7 of 201 REMERCIEMENTS Nous sommes très fiers d’avoir pu participer au Challenge Talentissimo Saipem 2010. Ce sujet nous a donné autant de fil à retordre que de plaisir : se pencher sur toutes les facettes du projet a vraiment été très formateur d’autant plus qu’il s’agit d’un sujet à la pointe de la technologie. En tant qu’étudiants, nous avons tout fait pour utiliser au mieux nos connaissances et nos capacités de recherches pour affronter ces nouvelles problématiques et fournir un rapport de qualité. Nous avons essayé de nous rapprocher tant que possible de la réalité en proposant des solutions réalisables techniquement et rentables économiquement. Cependant, nous sommes conscients que certaines erreurs aient pu se glisser par manque de connaissances et d’expériences. L’équipe étant dispatchée entre le Canada, Paris et Douai, la participation à ce challenge nous a permis de développer nos qualités de travail à la fois en équipe et en totale autonomie, notre persévérance et notre capacité à prendre des décisions seuls. Nous remercions donc les organisateurs, les tuteurs et tous ceux qui nous ont aidés de prêt ou de loin à réaliser ce projet. Page 8 of 201 Page 9 of 201 RESUME Depuis les dernières années, le contexte énergétique a sensiblement changé : réchauffement climatique, raréfaction des minerais, épuisement des ressources énergétiques, explosion démographique… Voici donc les nouveaux paramètres à prendre en compte pour, malgré tout, pérenniser le développement des populations. D’un point de vue politique et économique, ce nouveau contexte a engendré de nouvelles mesures au sein des gouvernements des pays industrialisés. Désormais, la production des énergies et des matières premières doit être moins polluante spécialement en termes d’émissions de CO2. A Bernalia, la crainte est de ne plus pouvoir exporter l’aluminium produit pour cause de teneur en CO2 trop élevé. L’usine d’aluminium de Bernalia s’approvisionne en électricité fabriquée à partir d’un cycle combiné fonctionnant au gaz naturel. Le gaz naturel provient d’un champ de gaz nommé Echo Field situé à 200 km de Bernalia en offshore peu profond. Si la production d’électricité pour l’usine n’a rien de problématique, la réduction de la teneur en CO2 de l’aluminium produit est un véritable challenge. En effet, la teneur en CO2 par kilogramme d’aluminium produit doit passer de 10 à 2 kg. Au lieu de produire l’électricité conventionnellement, nous proposons 3 étapes complémentaires qui permettront d’atteindre l’objectif fixé : - le traitement du gaz par les amines régénératives - le traitement des fumées de la centrale à cycle combiné par les amines régénératives - l’enfouissement du CO2 récupéré par les traitements dans l’aquifère saline Notre architecture générale d’exploitation s’organisera de la façon suivante : 3 puits produisent le gaz sur une plateforme (3500 tonnes d’acier) au dessus du réservoir. Il y subit une déshydratation puis une compression (8.4 MW) afin d’être transporté par pipeline (L = 200 km, De = 24‘’, t = 17.48 mm) vers la côte en toute sécurité. Le gaz est traité par les amines pour retirer le CO2 et les autres impuretés. On y extrait également les liquides de gaz naturel qui sont une source de revenus non négligeable. Le gaz restant est utilisé en tant que combustible pour le cycle combiné (960 MW installés). D’un côté, les fumées sont traitées afin d’en retirer le CO2 produit par la réaction de combustion du méthane. D’un autre côté, l’électricité est produite (750 MW) pour l’usine d’aluminium et les autres équipements nécessitant de l’énergie. En effet, tout le CO2 récupéré est comprimé (70 MW) jusqu’à atteindre les conditions supercritiques. Il est envoyé par pipeline (L = 100 km, De = 2‘’, t = 44.45 mm) jusqu’à l’aquifère salin. Une plateforme d’injection (2500 tonnes d’acier) stocke le CO2 en toute sécurité grâce à 3 puits d’injection. Le montant des dépenses totales du projet est de : Les revenus se composent des condensats, des crédits carbones et de l’électricité vendue : La solution que notre équipe propose est donc réalisable techniquement et viable économiquement. Page 10 of 201 Page 11 of 201 ABSTRACT The energy scene has evolved during the past decades: global warming, mineral resources becoming rare, a growing demand for energy sources and an important demographical rise of the population… These are the new parameters to be taken into account by our governments and are of direct consequence to future energy projects. From an economical and political point of view, this new context has forced governments from industrial countries to take on new measures. Energy production and commodities should also release a little greenhouse gases, particularly CO2, as possible. In Bernalia, the government fears to be unable to sell his aluminum production abroad due to a high CO2 content of the metal. The aluminum plant in Bernalia would be fueled by electricity converted from natural gas through a combined cycle. The natural gas would be taken from an offshore field named Echo field and located approximately 200 kilometers from the coast in relatively shallow waters. If producing the electricity isn’t a problem in itself, reducing the CO2 content of the aluminum is the real issue. Indeed, it must be brought down from a value of 10 kg of CO2 per kg of aluminum to a value of 2 kg of CO2 per kg of aluminum. Instead of producing the electricity in a conventional way, 3 extra steps should be implemented in the process: gas treatment using regenerative amines combined cycle fume treatment using regenerative amines underground storage of the CO2 in a saline aquifer The architecture of the process is as follows: 3 wells will produce the gas from a platform (3500 tons of steel) above the reservoir. The gas is dehydrated, compressed (8,4MW) before being transported by pipeline (L = 200km, De = 24’’, t = 17,48 mm) to the coast. The gas is separated from is CO2 and other impurities (H2S) with amines. Natural gas condensates are also separated to be sold. The pure natural gas is the used as fuel for the combined cycle. The fumes from the combustion that drive the gas turbine and vapor generator are at the end treated with amines to remove the CO2. Electricity is produced (750 MW) uploads/s3/ cs2010.pdf