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REMERCIEMENTS :

Je tiens à remercier la Société Tunisienne de l’Electricité et du Gaz (STEG) ;

la Direction de la Production et du Transport Gaz (DPTG) ;

la Direction Exploitation et Traitement Gaz et en particulier Mr Moncef Miladi et Mme Weslati Wided ;

Les encadreurs qui ont veillé à la réussite de mon stage.

Plan   :

I- Introduction (STEG):

1-Lieu du stage………………………………………………………………..

2-Présentation de la STEG …………………………………………………..

3-Direction de Production et du Transport Gaz ………………………………..

4-Rôles des différents départements et divisions……………………………...

5- Organigramme de la STEG ………………………………………………………..

II -LE GAZ NATUREL ET ACTIVITE GAZIERE EN TUNISIE : 1-Définition……………………………………………………………………

2-Composition et paramètres du gaz………………………………………….

3-Anlyse du gaz : principe de la chromatographie à phase gazeuse…………..

4-Différents types de gaz ……………………………………………………...

5-Le gaz naturel en Tunisie……………………………………………………

6-Le réseau national du gaz……………………………………………………

7-Origine du gaz……………………………………………………………….

8-Traitement du gaz…………………………………………………………....

9-Surveillance du réseau et analyse réseau gaz

10- Projet SCADA …………………………………………………………….

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III - conclusion :……………………………………………

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I - Introduction   :

1-Lieu du stage   :

Mon stage s’est déroulé au sein de la Direction de Production et du Transport Gaz à la STEG.Ce stage m’a permis de connaître plusieurs informations pratiques sur le gaz, le réseau national du gaz et les gisements d’hydrocarbures.C’était une occasion pour approfondir mes connaissances.

2- Présentation de la STEG (société tunisienne d’électricité et du gaz) :

La STEG est l’une des plus importantes sociétés étatiques tunisiennes, a réalisé depuis sa création une évolution rapide permettant de satisfaire les besoins énergétiques croissants du pays. La structure de la STEG est organisée de la façon suivante :-président directeur général -conseillers -directeurs délégués pour la maîtrise de la technologie et la qualité -secrétariat permanent de la commission des marches-département relations publiques -et un conseil d’administration composé de 10 membres permanents et présidés par le président directeur général. Il a fallu en effet construire des centrales pour faire face aux besoins du développement industriel et agricole, réaliser un réseau de transport d’énergie électrique et gazier répondant aux exigences du développement régional et modéliser les méthodes pour améliorer la productivité.

3-Direction de production et du transport du gaz   :

*/dates importantes : Cette direction a passé par plusieurs événements importants : 1965 : exploration du gisement de gaz de djebel Abderahmane pour l’alimentation de Tunis ville et banlieues. 1972 : alimentation des moyens de production électrique de la plate forme de Gabès pour le gaz naturel en provenance d’EL BORMA. 1984 : alimentation des régions du Sahel, Cap Bon et de la région Ouest (Feriana, Kasserine…) en gaz naturel à partir du gazoduc transtunisien. 1987 : mise en service de l’usine GPL Gabès. 1994 : réalisation de la ligne Gabès-Msaken. 1995 : récupération du gaz Zinnia. 1996 : récupération du gaz Miskar. 1998 : récupération du gaz associé Bguel et Farng.

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1999 : mise en gaz du gazoduc Nabeul Tunis. 2000 : soutirage du gaz Tarfa et récupération du gaz Oued Zar.

La DPTG est l’une des treize directions de la STEG. Elle est composée de six départements et son activité principale consiste à l’exploration des ressources de gaz naturel en Tunisie :-planification ;-achats ;-traitement ;-transport ;-distribution.

4-Rôles des différents départements et divisions   :

4.1- Rôles des différents départements :

*/département mouvement gaz :-surveillance et analyse du réseau.-prévision à moyen terme, gestion des contrats d’achat gaz et statistique du transport.-entretien du matériel informatique et suivi de logiciels.

*/département production et traitement gaz :-usine de GPL : Récupération des condensas de la station d’EL BORMA et leurs traitements pour la production de butane, propane, de buta et de gazoline.-station d’EL BORMA : station de compression et de traitement du gaz.

*/département de transport gaz :-exploitation, intervention et gestion du matériel et du personnel.-étude et suivi des projets de branchement et de poste du réseau AFP

*/département planification :-suivi des statistiques du gaz tel que la consommation, la distribution, le réseau, l’analyse et la prévision.-prospection, promotion et tarification du gaz.

*/département logistique :-mise à jour du contrat cadre important.-maintenance, suivi des véhicules et des bons de carburants.-commande et lancement des appels d’offre.

*/département maîtrise de la technologie et de la qualité :

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-définitions des spécifications et des normes dans la production et le transport gaz.-laboratoire électrique, compteurs techniques de contrôle qualité.

4.2- Rôles des différentes directions :

*/direction équipement gaz :-travaux de génie civil et de topographie.-étude détaillée des projets d’extensions du réseau de transport.-travaux de réalisation de projets.

*/direction exploitation et traitement gaz : Elle gère les trois départements : -département production et traitement du gaz. -département mouvement gaz. -département transport gaz.

4.3- Rôles des différentes divisions :

*/division budget et affaires financières :-réparation des budgets des différents unités de la DPTG.-contrôle de gestion des unités de la DPTG.-évaluation des prévisions à moyen terme.-suivi des avancements des travaux et des factures correspondantes et factures achats gaz.

*/division ressources humaines :-gestion des personnels.-formation et documentation.

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5- Organigramme de la STEG   :

PRESENTATION DE LA DPTG

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Ingénieur Sécurité Gaz

Division Budget et Affaires Financières

Division Ressources Humaines

DIRECTION DE LA PRODUCTION ET DU

TRANSPORT GAZ (DPTG)

Département Mouvement Gaz

Département Production et

Traitement Gaz

Département Transport Gaz

Direction Equipement Gaz

Direction Exploitation Gaz

Département Etudes

Equipement Gaz

Division Travaux Gaz

Département Logistique Gaz

Département Maîtrise de la Technologie et

Qualité

Département Génie Civil

Ouvrages Gaz

Département Réalisation Projets Gaz

II -Le gaz naturel   et activité gazière en Tunisie   :

Le gaz naturel prend une place de plus en plus prépondérante dans l’approvisionnement énergétique aussi bien qu’à l’échelle nationale que mondiale. Il doit s’adapter à de très fortes variations saisonnières de consommation.Ceci est dû essentiellement à l’utilisation quasi totale du gaz dans la production électrique et son développement pour la substitution des produits pétroliers dans les autres secteurs. Le gaz occupe 48% des besoins gaziers : le gaz Miskar avec plus de 2/3 des disponibilités et le gaz Algérien, gaz provenant des droits de passage sur le territoire tunisien et achats contractuels.Le bilan gazier est d’environ 1500 millions de m3 en 2010.

1-Défintion   :

Le gaz naturel est un combustible fossile, il s'agit d'un mélange d'hydrocarbures présent naturellement dans des roches poreuses sous forme gazeuse.Avec 23 % de l'énergie consommée en 2005, le gaz naturel est la troisième source d'énergie la plus utilisée dans le monde après le pétrole (37 % en 2005) et le charbon (24 % en 2005). L'usage du gaz naturel dans l'industrie, les usages domestiques puis la production d'électricité, se développait rapidement depuis les années 1970 et était sur le point de devancer le charbon.

2-Composition et paramètres du gaz   :

Il existe plusieurs formes de gaz naturel, se distinguant par leurs origines, leurs compositions et le type de réservoir dans lesquels ils se trouvent. Néanmoins, le gaz est toujours composé principalement de méthane et issu de la désagrégation d'anciens organismes vivants.

Le gaz naturel contient aussi d’autres composés chimiques, présents en proportions plus ou moins importantes suivant les gisements. Parmi ces

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composés, on peut trouver de l’éthane et d’autres hydrocarbures, la vapeur d’eau, du gaz carbonique et du sulfure d’hydrogène et même de l’hélium.

Le gaz naturel est une source d’énergie plutôt propre, comparée au pétrole et au charbon : sa combustion est plus facile, son état gazeux permet d’obtenir plus facilement une combustion complète. La combustion du gaz naturel génère 25% de dioxyde de carbone en moins que le pétrole et environ 45% en moins que le charbon .en termes d’émission de, le gaz naturel est donc une alternative environnementale intéressante par rapport aux autres hydrocarbures fossiles. Le gaz naturel est donc l’un des moyens énergétiques les moins polluants.

Ce gaz naturel, en vue d'être commercialisé, présente plusieurs caractéristiques : incolore, insipide et sans forme particulière .Il contient entre 81 et 95 % de méthane. Il est moins dense que l'air : sa densité est d’environ 0,6 par rapport à l'air et sa masse volumique est d'environ 0,8 kg·m-3. Il se présente sous sa forme gazeuse au-delà de -161 °C environ, à pression atmosphérique.

Son pouvoir calorifique supérieur (PCS) est d'environ 10000 kcal /Nm3selon la norme tunisienne 82 - 01. Pour des raisons de sécurité, un odorant chimique, à base de tétrahydrothiophène (THT) lui donne une odeur particulière afin de permettre sa détection lors d'une fuite.

3-Analyse du gaz   ; principe de la chromatographie à phase gazeuse   :

Afin de contrôler la qualité du gaz qui circule dans son réseau, la STEG fait des analyses permanentes.La méthode suivie est celle de la chromatographie à phase gazeuse (CPG) :

*/ principe de la chromatographie à phase gazeuse :

le cas d’un gaz, mélange théorique de deux constituants est traité selon une méthode proche : un tube est rempli d’une matière poreuse, par exemple de la brique pilée, puis parcouru par un flux continu d’un « gaz vecteur : l’Hélium1 », différent du mélange théorique cité. En sortie du tube, ce gaz passe par un détecteur,un fil chaud,partie intégrante d’un pont de weatstone, un équilibre électrique est donc

1 Pour inhiber la corrosion

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obtenu ,une « bulle » du mélange gazeux à analyser est introduite à l’entrée du tube. À l’échelle de chaque particule, de matière poreuse sous le flux V, chacun des constituant du mélange est soumis à un processus spécifique d’absorption -désorption.Chaque constituant se déplace à une vitesse propre le long du tube et donc déplace, après un temps spécifique « l’équilibre électrique » du détecteur situé à la sortie du tube.Après étalonnage, l’enregistrement du signal issu du détecteur donne une information analytique qualitative (temps) et quantitative descriptive du mélange introduit.

La chromatographie à phase gazeuse (CPG) est le nom donné à cette méthode analytique basée sur la séparation, puis la détection de chacun des constituants d’in mélange.Le choix de la nature du « tube poreux », la ou les colonnes analytiques et du gaz vecteur complété par le détecteur est optimisé pour le mélange à étudier

*/différence entre le gaz naturel et le gaz manufacturé :

Analyse du gaz manufacturé :Composants % en volume

CO2 11.7

O2 0.4CnH2n Traces

CO 15.9

H2 51.5CnH2n+2 8.2

N2 12.3

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Analyse du gaz naturel :

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4-différents types de gaz   :

-Gaz naturel : tout hydrocarbure ou mélange d’hydrocarbures, constitué essentiellement de méthane, à l’état gazeux et qui est extrait du sous sol à l’état naturel, séparément ou en association avec des hydrocarbures liquides.

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-Gaz du ville : gaz produit à partir du charbon ou du craquage du gazoline ou du gaz naturel.-Gaz associé : gaz produit avec des hydrocarbures liquides.-GPL : gaz de pétrole liquéfié (mélange de propane et du butane).-GNL : gaz naturel liquéfié (gaz devenu liquide en abaissant sa température à 160° à une pression de 1 atm).

-GNV : gaz naturel pour véhicule (gaz naturel comprimé à 200 bars).

5-Le gaz naturel en Tunisie   :

L’activité gaz était limitée au départ à l’exploitation de l’usine à gaz d’El Omrane qui assurait l’alimentation en gaz manufacturé des 25000 clients de la capitale. La consommation ne dépassait pas les 6 KTep.

L’expérience tunisienne avec le gaz date d’une cinquantaine d’année puisque le premier gisement de gaz, Djebel Sidi Abderrahman, situé au Cap Bon, a été découvert en 1948 par la SEREPT et mis en production en 1954.

La production cumulée de ce petit gisement a atteint 160 millions de m3

en 1994 avec un rythme annuel final de 1 million de m3/an.En fait, la production de gaz n’est devenue significative qu’avec la mise

en service du gisement pétrolier d’El Borma découvert en 1964 par AGIP.Ce gaz associé, composé en moyenne de 70% de Méthane, 15% d’Ethane

et 10% de Propane Butane avec très peu d’impuretés (moins de 2% en Azote et gaz carbonique) a été torché en totalité pendant les six premières années d’exploitation (1966-1971).

L’entrée en service d’une station de compression (STEG) à El Borma et du gazoduc El Borma-Ghannouche est intervenue en 1972.

Le Gaz d’El Borma  : l’année 1966 a enregistré l’exploitation du premier et le plus important gisement de pétrole du pays : El Borma. La SITEP a été crée entre l’Etat tunisien et AGIP (Italie) pour l’exploitation de ce gisement. Au début, les gaz associés dégagés des étages de séparation de pétroles ont été mis à la torche. En 1972 la STEG a commencé la récupération du gaz fatal dégagé des séparateurs de pétrole.

Le Gaz Algérien  : (En 1983), une nouvelle source de gaz est entrée en exploitation suite à la mise en service du premier gazoduc trans-tunisien reliant l’Algérie et l’Italie via la Tunisie. Cette source correspond à des quantités de gaz prélevées au titre de fiscalité (redevances) et de contrat d’achat gaz Algérien avec la SONATRACH.

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Le Gaz Miskar  : (En 1996), le plus grand gisement de gaz naturel, dont la production a commencé en 1996.

Un gazoduc sous-marin de 125 Km transmet le gaz à une unité de traitement situé à 20 Km au sud de Sfax.

Gaz PERENCO (Franig, Baguel, Tarfa et Sabria)  : (En 1998), c’est un ensemble des gisement branchés au gazoduc El Borma- Gabès au niveau de Oum El Chièh pour être traité à l’usine GPL, Depuis Juin 2008, il a changé l’injection à travers le loop Oum El Chiah - Gabés.

Gaz ENI (Oued Zar, Hammouda, Adam)  : (En 2000), il est raccordé à la station STEG d’El Borma. Ce gaz subit un premier traitement avant d’être expédié vers Gabès.

Gaz Chargui  : (En 2008), c’est un champ au large de Karkena, connecté au réseau national au niveau de poste de coupure de Aîn Turkia à Sfax.

Gaz ENI Djebel Grouz  : (En 2008), c’est un champ connecté au gazoduc El Borma- Gabès au niveau de PS1 Jebbes.

6-Le réseau national du gaz   :

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Le réseau national du gaz s’étend du sud vers le nord et alimente plusieurs régions du pays. Il a été installé dans le but de transporter des volumes

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importants de gaz des distances relativement longues. Ce réseau interconnecté montre plusieurs sources de gaz, on cite :-LE GAZ ALGERIEN-CHERGUI-PERENCO-MISKAR-SITEP-SONATRACH-OUED ZAR-ADAM-MAAMOURA (nouvelle source)-HASDRUBALLe réseau est équipé notamment de nombreux ouvrages tel que :*les stations de compression : destinés à élever la pression à chaque fois que celle-ci s’abaisse suite à des pertes de charge le long de la pipe.*les postes de coupure : permettant d’effectuer les opérations de réglage pour le nettoyage périodique du réseau.*les postes de détente et de comptage : aux niveaux des publiques et aux industriels.

7-Origine du gaz   :

Le pétrole, une roche sédimentaire se forme par sédimentation de la matière organique pendant plusieurs millions d’années et reste piégé dans des structures

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pièges : anticlinal, synclinal, failles, dômes de sels. Ainsi les gisements tunisiens datés de l’ère Tertiaire sont de 2500-3000m de profondeur.Suite à des facteurs bien déterminés (effet de la pression, effet de la température et le gradient géothermique), le pétrole se retrouve sur trois nivaux :-eau-pétrole-gazPar forage, le pétrole jaillit et subit une transformation physicochimique (diminution de la température et de la pression), il se produit ainsi une dégazéification.

8-Traitement du gaz   :

Après l’extraction du gaz ,le traitement se fait au niveau de la station d’ EL BORMA et consiste à passer par plusieurs étapes :-filtration : éliminer tout ce qui est produit solide (les débris, métaux, poussières) ;-augmentation de la pression pour la récupération des produits liquides appelés « condensats de gaz naturel » ou « liquide de puits de gaz naturel » correspondant à un pétrole extrêmement léger ;-compression du gaz :par augmentation de la pression ;-passage du gaz par une série de changeur et de séparateur :tout ce qui est lourd descend en bas et tout ce qui est léger monte en haut ,on aboutit au fond à des liquides et en haut à des gaz ;-refroidissement par des séparateurs :il ne reste que des hydrocarbures C1 à C4, dioxyde de carbone, sulfure d'hydrogène et hélium qui sont à l’état gazeux à température ambiante et qui seront acheminé par gazoduc vers l’ usine GPL de Gabès ,une unité de fractionnement qui traite le gaz et le condensât arrivant d’El Borma et qui produit du propane, du butane et de la gazoline.

Il faut donc deux réseaux de collecte, un pour le gaz et un pour les condensats.

Dans cette usine, le gaz subit ensuite une déshydratation par point de rosée, puis les différents composants sont séparés. On aboutit à la fin à quatre produits principaux : Butane, Propane, Gaz : appelé gaz tête ou gaz commercial, Gazoline : c’est de l’essence légère à exporter

Ainsi les hydrocarbures C2 à C4 sont vendus sous le nom de gaz de pétrole liquéfié (GPL).

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9-Surveillance du réseau   et analyse réseau gaz   :

Le service Surveillance du réseau et analyse réseau gaz  assure la sécurité du réseau de transport gaz, la collecte et l’analyse des paramètres d’exploitation (Débit, Pression, Température) relevant de toute les unités gaz chaque deux heures durant toutes la journée.

Ces paramètres permettent de tracer ainsi la courbe de charge gaz journalière qui décrit l’évolution horaire de la demande en gaz naturel sur tout le réseau par zone de consommation. Elle est obtenue à partir de la prise des valeurs des débits horaires des différents postes d’alimentation du réseau de transport gaz.

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0-Le projet dispatching SCADA  (téléconduite du réseau):L’amélioration continue de la qualité du service, de la fourniture et de la maîtrise des coûts d’énergie électrique fournie aux clients constituent l’orientation principal de la STEG. Pour ce faire, la STEG a installé des centres de conduite du réseau de distribution dans toutes les régions du pays afin de pouvoir conduire e réseau de transport gaz de manière efficace et optimale.Ainsi il a été prévu la télécommande des installations et du réseau de transport gaz, la commande locale des postes et des installations gazières, la planification et la surveillance des réseau, la gestion de l’approvisionnement et de l   consommation.Ce projet dispatching comporte deux parties ; une mise à ni

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III – Conclusion   :

Cette expérience d’une durée d’un mois au sein de la STEG a été très enrichissante, elle m’a permis d’une part d’acquérir des connaissances dans le domaine du gaz naturel et de connaître la structure de notre réseau national.

D’autre part elle m’a permis de me familiariser avec le monde du travail et surtout de mettre en pratique les connaissances théoriques acquises.

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