Stockage du pétrole et du gaz

Dépôt Galp de Bobadela, près de Lisbonne.

Capacités sphériques de stockage de gaz à Karlsruhe (Allemagne).

Il existe plusieurs types d'infrastructures pour le stockage aérien du gaz. Celles-ci se traduisent par la conception d'équipements adaptés à l'état du gaz à stocker : état gazeux sous pression atmosphérique ou plus élevée, ou état liquide réfrigéré (jusqu'à −50 °C) ou cryogénique (jusqu'à −200 °C).

Les spécificités sont également prises en compte, comme le volume à stocker, les cycles de vidage et de remplissage ainsi que les processus de traitement et de manutention envisagés.

Selon le cas, les solutions de stockage passent par l'emploi d'appareils à pression ou de réservoirs de stockage. On distingue :

• les capacités cylindriques horizontales (aussi appelées « cigare ») et les sphères qui sont utilisées pour le stockage des gaz sous pression comme le butane ou le propane par exemple. Les volumes stockés sont de l'ordre de 3 000 m³ pour les appareils cylindriques horizontaux et de 500 m³ à 10 000 m³ pour les sphères ;
• les réservoirs cylindriques verticaux à simple ou double paroi avec enceinte extérieure métallique ou béton qui sont utilisés pour le stockage du gaz à l'état liquide. Selon le cas ces réservoirs peuvent être enterrés, semi enterrés, posés ou ancrés au sol voire montés sur pilotis. Les volumes stockés sont de l'ordre de 50 000 m³ à 200 000 m³. Ces réservoirs équipent les terminaux méthaniers ou GNL d'exportation des pays producteurs (pays du golfe Persique, Nigeria, Algérie, Norvège…) ou importateurs comme, en Belgique, à Zeebruges ou, en France, à Montoir-de-Bretagne, Fos-sur-Mer et Dunkerque.

Concernant les capacités sphériques, au-delà de 10 000 m³ et selon les modes de sollicitations (séisme, cycles de vidage/remplissage, fatigue oligocyclique) la jonction entre la paroi de la sphère et son support doit faire l'objet d'études de conception appropriées afin d'éviter les problèmes liés aux concentrations de contraintes au droit du support qui, si elles sont mal maîtrisées, peuvent causer la ruine de l'équipement.

D'autre part, à la suite de la catastrophe industrielle de Feyzin (janvier 1966, France, un premier BLEVE sur une sphère de propane de 1 200 m³ remplie à 60 % puis un second sur une autre sphère de propane voisine ; 13 000 m³ de butane et de propane stockés dans dix sphères), l'administration française a été conduite à engager de profondes réformes de la règlementation et de l’administration chargée du contrôle des installations classées. Bien que cela ne soit jamais mentionné de façon explicite dans les textes, les solutions d'utilisation de sphères comme moyen de stockage d'hydrocarbure ont été freinées voire proscrites, du moins lorsque la conception était similaire à celles mises en cause dans la catastrophe de la raffinerie de Feyzin. Cependant, de nouvelles solutions de stockage basées sur la conception de capacités sphériques en espace confiné ou sous talus ont pu être qualifiées par l'administration comme la construction, en 2006, de sphères sous talus pour le stockage de butadiène de l'établissement Michelin de Bassens (Gironde) autorisée, après enquête publique, par l'arrêté préfectoral du 19 mai 2005.

(En anglais UGS pour Underground Gas Storage)

Le stockage souterrain de gaz comprend toutes les installations de surface et de fond nécessaires pour le stockage, le soutirage et l’injection de gaz naturel. Des confinements développés naturellement ou artificiellement en couches géologiques profondes sont utilisés pour le stockage de gaz. Plusieurs horizons de stockage ou cavités peuvent être connectés à une même station de surface, qui est désignée comme l’emplacement du stockage souterrain de gaz. Il s'agite le plus souvent de stockage de gaz naturel ou assimilé.

Il y a plusieurs types de stockage souterrain de gaz, qui diffèrent par la formation et le mécanisme de stockage.

Le gaz injecté se substitue au gaz précédemment extrait. Le site géologique présente déjà les caractéristiques nécessaires pour contenir le gaz. En entrée, le gaz est comprimé pour pouvoir être injecté. En sortie, le gaz est partiellement détendu à la pression de circulation dans le réseau de transport et épuré avant réinjection sur le réseau.

Le gaz injecté se substitue aux hydrocarbures précédemment extraits. Le site géologique choisi doit présenter déjà les caractéristiques nécessaires pour contenir le gaz et principalement son imperméabilité.

Il faut cependant s'assurer que tous les trous dans la roche couverture dus au forage et à l'extraction de pétrole ont été définitivement scellés avant l'introduction du gaz. Cependant, les anciens puits de forage peuvent ne pas avoir été scellés selon les normes actuelles et peuvent avoir un tubage dégradé ou du matériel d'extraction laissé en place. Une évaluation considérable est nécessaire avant de pouvoir utiliser le site pour le stockage de gaz. En entrée, le gaz est comprimé pour pouvoir être injecté dans le volume poreux qui était auparavant rempli d'hydrocarbures et qui doit être appauvri en hydrocarbures au moment même du stockage.

Le stockage de gaz dans les champs de pétrole et de gaz épuisés est la méthode la plus utilisée dans le monde entier et souvent la moins chère car la géologie du réservoir est déjà connue et les droits souterrains peuvent être bien définis[1], par une convention d'amodiation. En sortie, le gaz est partiellement détendu à la pression de circulation dans le réseau de transport et épuré avant réinjection sur le réseau. 

Les cavités souterraines sont créées dans des formations salifères situées entre deux couches de terrain imperméables, en creusant à la profondeur voulue, puis en procédant à un lessivage.

L’opération consiste à réaliser un forage tubé avec deux tubes concentriques, un tube extérieur s’arrêtant au sommet du dôme de sel, alors que le tube intérieur descend jusqu’à sa base. De l'eau douce est injectée et la saumure est évacuée ; cette opération est poursuivie jusqu’à ce que les dimensions de la cavité atteignent le volume désiré.

Ce tubage est ensuite remplacé par un tubage d’exploitation qui permet d’injecter le produit à stocker sous pression. D’autres cavités que les cavités salifères peuvent être utilisées, du moment que le sous-sol s’y prête : galeries excavées, mines désaffectées.

(développé artificiellement, incluant cavités revêtues et non revêtues)

En 1970, la répartition des stocks souterrains se faisait comme suit[2]:

Au 31 décembre 2020, deux opérateurs se partagent le stockage du gaz en France[3] :

Étant soumis à la Loi du 30 juillet 2003[4] sur la prévention des risques technologiques, les stockages souterrains sont soumis aux plans de prévention des risques technologiques (PPRT).

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