Brevet FR3119404A1 — publié le 20220805

Procédé de stockage et restitution d’hydrogène dans une structure gravitaire offshore et structure gravitaire associée Structure gravitaire offshore comportant une pluralité de cellules de stockage reposant fixement sur le fond marin et regroupées autour d’au moins un pied émergeant au-dessus du niveau de la mer et pouvant supporter une plateforme comportant des équipements pour l’introduction et l’extraction d’un fluide dans l’une au moins des cellules de ladite pluralité de cellules de stockage, caractérisé en ce que le fluide est de l’hydrogène gazeux et en ce que les équipements comportent en outre au moins un ensemble de compression/décompression pour amener via une conduite de transfert l’hydrogène à une pression déterminée compatible avec son stockage dans ladite une au moins des cellules et l’en évacuer. Figure pour l’abrégé : Fig. 3. Procédé de stockage et restitution d’hydrogène dans une structure offshore gravitaire et structure gravitaire associée La présente invention se rapporte au domaine de l’offshore pétrolier et gazier et elle concerne plus particulièrement le démantèlement et la reconversion des plateformes offshores gravitaires en structures de stockage et de restitution d’hydrogène. Confronté à l'urgence du dérèglement climatique, de nombreuses initiatives sont prises afin de produire des énergies renouvelables (ENR) et diminuer progressivement l'utilisation des énergies fossiles. Les ENR sont principalement issues du vent et du soleil, sources de production infinies mais intermittentes. Parmi les ENR, on distingue les fermes éoliennes (ou parcs éoliens) offshores, seules capables de produire des quantités d'énergies considérables sur un espace relativement réduit (une ferme pouvant représenter plusieurs GW), tout en ayant des fonctionnements à plus de 50% de facteur de charge (plus de 4400 h/an équivalent pleine puissance). La grande majorité de ces fermes seront installées au Nord de l'Europe. Les enjeux énergétiques et environnementaux sont tels qu’il est envisagé une puissance installée d'éoliennes offshores de 130 GW en Europe en 2030, et 250 GW en 2040, ce qui représente une production annuelle de 650 TWh (2030) et 1 250 TWh (2040), soit respectivement 18% et 35% de la consommation de l’énergie électrique annuelle en Europe, tout type de moyen de production confondu (nucléaire, hydraulique, éolien, photovoltaïque, gaz). Lorsqu’une telle puissance sera délivrée, aucun système ne pourra garantir une absorption immédiate de cette énergie. Inversement, lors des pics de consommation, il ne pourra être garanti d'avoir cette puissance disponible puisque entièrement dépendante du vent. Dès lors, l'exigence de gérer au mieux la production et la consommation est indispensable. Les enjeux de stockage qui en découlent sont multiples en terme de temps de recharge / décharge, disponibilités, vecteurs énergétiques, rendements, dangerosité, acceptabilité, etc… De nombreuses solutions de stockage sont connues et permettent de gérer en partie ces intermittences, notamment à travers des systèmes gravitaires (STEP) et chimiques (batteries). Par ailleurs, il est connu que produire de l'hydrogène (H2) grâce à l'électrolyse permet de changer de vecteur énergétique. L'hydrogène peut se stocker plus facilement que l'électricité et il peut ensuite être utilisé en remplacement de l’hydrogène issu du vaporeformage des gaz fossiles ou à travers des piles à combustible afin de le convertir à nouveau en électricité, notamment pour des usages de mobilités. La présente invention a donc pour but principal de proposer une solution de stockage d’hydrogène à grande échelle qui puisse répondre à la puissance installée des fermes éoliennes offshores. Ces buts sont atteints par une structure gravitaire offshore (GBS) comportant une pluralité de cellules de stockage reposant fixement sur le fond marin et regroupées autour d’au moins un pied émergeant au-dessus du niveau de la mer et pouvant supporter une plateforme comportant des équipements pour l’introduction et l’extraction d’un fluide dans l’une au moins des cellules de ladite pluralité de cellules de stockage, caractérisé en ce que le fluide est de l’hydrogène gazeux et en ce que les équipements comportent en outre au moins un ensemble de compression/décompression pour amener via une conduite de transfert l’hydrogène à une pression déterminée compatible avec son stockage dans ladite une au moins des cellules et l’en évacuer. Ainsi, les immenses capacités de stockage d’hydrogène ainsi créées en recourant aux structures offshores pétrolières ou gazières en fin de vie permettent de répondre aux enjeux de demain tout en assurant leur reconversion. Avantageusement, ladite une au moins des cellules comporte un premier orifice relié à ladite conduite de transfert pour l’entrée et la sortie de l’hydrogène et sa surface interne est recouverte ou doublée d’un matériau inerte vis-à-vis de l’hydrogène, par exemple un polymère à base de polyuréthane. Selon son mode de réalisation, ladite une au moins des cellules comporte un premier orifice relié à ladite conduite de transfert pour l’entrée et la sortie d’hydrogène et une enveloppe interne rigide apte à résister à une pression maximale prédéterminée, ou ladite une au moins des cellules comporte un premier orifice relié à ladite conduite de transfert pour l’entrée et la sortie d’hydrogène et une enveloppe interne déformable formée d’un matériau inerte vis-à-vis de l’hydrogène. De préférence, ladite une au moins des cellules comporte en outre un deuxième orifice pour l’entrée et la sortie d’un fluide de purge et une vanne pilotable ou non pour autoriser l’introduction ou l’extraction de ce fluide de purge au niveau de ladite une au moins des cellules lors respectivement du déstockage ou du stockage de l’hydrogène. Avantageusement, ledit fluide de purge peut être de l’eau de mer, de l’eau pure ou un gaz inerte plus lourd que l’hydrogène et ne se mélangeant pas à lui. De préférence, ladite conduite de transfert pour l’amenée et l’évacuation de l’hydrogène au niveau de ladite une au moins des cellules est disposée à l’intérieur de l’une des canalisations existantes assurant initialement le transport des hydrocarbures des équipements à ladite pluralité de cellules de stockage ou faisant fonction de canalisation de service entre ladite plateforme et ladite pluralité de cellules de stockage. Selon le mode de réalisation envisagé, la structure peut comporter en outre un électrolyseur pour produire de l’hydrogène à partir de l’eau de mer, une pile à combustible pour produire de l’électricité à partir de l’hydrogène, ou une unité de dessalement pour produire de l’eau pure à partir de l’eau de mer. Avantageusement, ledit au moins un pied renferme au moins une cellule de stockage et la structure constitue une structure offshore pétrolière ou gazière en exploitation ou devenue inactive suite à l’épuisement de son gisement d’hydrocarbures et dont la plateforme a été partiellement ou totalement démantelée. L’invention concerne aussi un réseau de production, stockage et distribution d’hydrogène comportant au moins une structure gravitaire telle que précitée en outre au moins une éolienne offshore pour produire de l’électricité et un pipeline pour le transport de l’hydrogène sur le continent vers un lieu de distribution d’hydrogène ou depuis un lieu de production d’hydrogène. De préférence, pour permettre un transport de l’hydrogène à forte concentration, ledit pipeline est chemisé ou comporte une ou plusieurs canalisations internes dédiées. L’invention concerne encore un procédé de stockage d’hydrogène dans une structure gravitaire offshore comportant une pluralité de cellules de stockage reposant fixement sur le fond marin et regroupées autour d’au moins un pied émergeant au-dessus du niveau de la mer et pouvant supporter une plateforme comportant des équipements pour l’introduction et l’extraction d’hydrogène dans l’une au moins des cellules de ladite pluralité de cellules de stockage, procédé consistant à partir de l’hydrogène disponible au niveau de cette plateforme : . à comprimer ou décomprimer, au moyen d’un ensemble de compression/décompression, l’hydrogène à une pression déterminée compatible avec son stockage dans ladite une au moins des cellules, . à transférer l’hydrogène dans ladite au moins une des cellules via une conduite de transfert reliant l’ensemble de compression/décompression à ladite au moins une des cellules, et . à stocker l’hydrogène dans ladite au moins une des cellules en y chassant un fluide de purge qu’elle renferme via une conduite de purge. Avantageusement, pour être transféré via ladite conduite de transfert à la pression déterminée compatible avec son stockage dans ladite une au moins des cellules, l’hydrogène disponible est soit produit par un électrolyseur sur la structure gravitaire ou tout autre structure offshore soit acheminé par bateau depuis un lieu de production ou par un pipeline depuis le continent et comprimé ou décomprimé à ladite pression déterminée par l’ensemble de compression/décompression. De préférence, ladite pression déterminée est comprise entre 1 et 1000 bars. Selon le mode de réalisation considéré, le fluide de purge est soit de l’eau de mer et la conduite de purge est en prise directe avec le milieu marin extérieur à ladite une au moins des cellules via une vanne pilotable ou non, soit de l’air comprimé ou un gaz inerte plus lourd que l’hydrogène et ne se mélangeant pas à lui, et la conduite de purge est reliée à un réservoir d’air comprimé ou de gaz sous pression via un compresseur/décompresseur, soit de l’eau pure et la conduite de purge est reliée via une vanne pilotable ou non à une autre des cellules de stockage dont la conduite de transfert est reliée à la surface. D’autres caractéristiques et avantages de la présente invention ressortiront de la description faite ci-dessous, en référence aux dessins annexés qui en illustrent un exemple de réalisation dépourvu de tout caractère limitatif et sur les lesquels : la illustre de façon schématique un réseau de production, transport et distribution d’hydrocarbures adapté au traitement de l’hydrogène conformément à l’invention, la montre un premier exemple d’une structure gravitaire offshore du réseau de la , la montre en perspective partielle un second exemple d’une structure gravitaire offshore, les figures 4A à 4C montrent trois exemples de traitement des cellules de stockage d’hydrocarbures pour le stockage d’hydrogène, la illustre un premier exemple de stockage et de restitution d’hydrogène dans une des cellules des figures 4A à 4C, la illustre un deuxième exemple de stockage et de restitution d’hydrogène dans une des cellules des figures 4A à 4C, la illustre un troisième exemple de stockage et de restitution d’hydrogène dans une des cellules des figures 4A à 4C, la illustre un quatrième exemple de stockage et de restitution d’hydrogène dans une paire de cellules des figures 4A à 4C, et la montre l’application de ce quatrième exemple aux cellules de stockage de la structure de la . La illustre de façon simplifiée un réseau de production, stockage et distribution d’hydrocarbures qui est utilisé conformément à l’invention pour la production, le stockage et la distribution d’hydrogène. Un tel réseau comporte classiquement des structures gravitaires offshores 10A, 10B connues sous l’acronyme GBS (pour « Gravity Based structure ») et ancrées sur le fonds marin 12 au-dessus d’un gisement d’hydrocarbures qui peut être plus ou moins éloigné du continent sur lequel une usine 14 de transformation de ces hydrocarbures (par exemple une raffinerie pour le pétrole brut) est installée. Selon l’emplacement de ces structures offshores, à proximité de la côte ou non, le transport de ces hydrocarbures vers l’usine de transformation peut s’effectuer par bateau 16 ou directement par un pipeline 18aérien ou sous-marin, oléoduc ou gazoduc selon la nature de l’hydrocarbure soutiré, reliant cette structure gravitaire à l’usine de transformation 14 généralement installée en bord de mer. Les structures gravitaires ayant des besoins électriques sont avantageusement entourées de fermes éoliennes offshores 20 pour produire tout ou partie de l’électricité nécessaire à leur fonctionnement. Sur le continent, le transport des hydrocarbures transformés vers les lieux de distribution 22 puis de consommation ou d’exploitation 24, 26 depuis l’usine de transformation 20 est assuré communément par des pipelines 28 adaptés au type et à la pression du fluide transporté. De façon générale, les structures gravitaires offshores (GBS) sont de très grandes infrastructures de béton pouvant faire plus de 400 m de haut (parties immergée et émergée) et reposant sur les fonds marins à des profondeurs comprises entre environ 60 et 300 m et typiquement autour de 150m. Emergeant à quelques dizaines de mètres au-dessus du niveau de la mer (typiquement de 20 à 50m), la plateforme pompe les hydrocarbures situés dans les profondeurs de la couche terrestre. Ces hydrocarbures subissent en général une première transformation au niveau de la plateforme pour les débarrasser de divers impuretés avant d’être stockés dans les réservoirs immergés situés au bas de la structure et qui reliés entre eux permettent de constituer des réserves importantes. Chaque réservoir dont la hauteur peut être compris entre 50 et 80m pour un diamètre de 10 à 35 m pouvant représenter un volume de 4000 à 50 000 m3, les volumes cumulés des réservoirs peuvent ainsi atteindre aisément plusieurs centaines de milliers de m3. La illustre de façon schématique (le schéma n’est pas représentatif des dimensions réelles) un premier exemple d’une structure gravitaire offshore sur laquelle peut être mise en œuvre l’invention. Une telle structure gravitaire 30 présente couramment dans le domaine de l’offshore pétrolier ou gazier comporte une pluralité de cellules de stockage 32 montées sur une base 34 reposant fixement sur le fond marin, ces cellules étant regroupées autour de plusieurs piliers ou pieds, en l’espèce deux 36A, 36B, émergeant au-dessus du niveau de la mer 38. Ces pieds sont destinés à supporter une plateforme 40 comportant différents équipements assurant l’extraction de pétrole ou d’huile du gisement d’hydrocarbures sur lequel la structure gravitaire repose, sa première transformation et son stockage dans l’une au moins des cellules de stockage 32, avant son transport vers son lieu de transformation et d’exploitation ultérieure. En effet, certaines de ces cellules ne sont pas destinées au stockage des hydrocarbures et peuvent rester inutilisées, ne servant alors que de ballast. Les équipements montés sur la plateforme comportent au moins un matériel d’extraction 42 disposé à l’extrémité des colonnes d’extraction 44 qui traverse la plateforme et s’enfoncent dans la couche terrestre, un matériel de première transformation ou de traitement des hydrocarbures 46 et une base-vie 48 pour les personnels intervenant sur la plateforme. Une canalisation principale 50 et des canalisations auxiliaires 50A assurent le transfert des hydrocarbures depuis la plateforme vers les différentes cellules de stockage et vice et versa. Les autres canalisations de service existantes assurant essentiellement le transport des fluides de commande de différents équipements (eau, air, etc…) ne sont pas représentées dans un souci de simplification de la figure. Toutefois, dans le cadre de l’invention, cette plateforme 40 comporte en outre un ensemble de compression-décompression 52 pour amener via une conduite de transfert appropriée l’hydrogène à une pression déterminée compatible avec son stockage dans les cellules de stockage 32 et l’en évacuer de préférence par cette même conduite. Elle peut aussi recevoir en outre une unité de dessalement 54pour produire de l’eau pure à partir de l’eau de mer, cette unité de dessalement alimentant un électrolyseur 56 pour produire de l’hydrogène, et une pile à combustible 58 pour produire de l’électricité à partir de l’hydrogène. On notera également que cette plateforme, lorsqu’elle n’est plus en exploitation, pourra avoir été partiellement ou totalement démantelée suite à l’épuisement du gisement d’hydrocarbures qu’elle surmonte ayant rendu inactive en partie ou en totalité la structure offshore pétrolière ou gazière. Un second exemple de GBS est illustré partiellement à la . Cette structure gravitaire 60 ne comporte plus qu’un seul pied central 62 de support de la plateforme (non représentée) portant les équipements d’extraction et autour desquels sont réparties des cellules de stockage 64 ancrée sur le fond marin. Dans cet exemple, les colonnes d’extraction 66 des hydrocarbures passent au travers du pied pour s’étendre de la plateforme jusqu’au gisement, comme la canalisation principale 68 de transport des hydrocarbures traités qui s’éclate en autant de canalisations auxiliaires individuelles 70 qu’il existe de cellules de stockage 64.Comme précédemment, les canalisations de service existantes ne sont pas représentées pour la lisibilité de la figure. Le pied central comporte également de préférence un ascenseur 72 pour faciliter l’accès aux cellules de stockage par les personnels de maintenance. Dans le cadre de l’invention, pour qu’une cellule de stockage d’hydrocarbures puisse être utilisée pour stocker de l’hydrogène, il est nécessaire de protéger les surfaces et matériaux à son contact car, l’hydrogène étant corrosif, il pourrait rapidement les dégrader. Deux méthodes de protection sont proposées, la première consistant en un chemisage complet de l’intérieur de la cellule de stockage et la seconde en une insertion d’une enveloppe interne à la cellule venant doubler sa paroi. Le chemisage de la cellule de stockage illustré à la figure 4A consiste à appliquer sur la surface interne de la cellule 100 un revêtement102 de type topcoats ou matériaux composites GRP (pour « Glass Reinforced Plastic ») ou un matériau inerte et passif au contact de l’hydrogène, par exemple un polymère à base de polyuréthane (PU).Ces revêtements connus en soi peuvent être appliqués par des interventions humaines ou automatiques à l’aide d’un ROV (pour « Remotely Operated underwater Vehicle ») ou de machines à projeter sur les parois qui sont introduits par le couvercle supérieur 104 de la cellule qui est alors retiré avant intervention. La référence 106 correspond à un ballast formé de sable et qui peut être présent au fond de chaque cellule (en partie basse) pour augmenter la stabilité générale de la structure. L’insertion d’une enveloppe interne peut être effectuée sous deux formes illustrées respectivement aux figures 4B et 4C soit avec une enveloppe déformable 108 qui vient se coller à la surface interne de la cellule100 soit sous la forme d’une ou plusieurs enveloppes rigides 110A-110D. L’enveloppe déformable108 n’a pas besoin de résister à des pressions importantes puisque ces dernières seront encaissées par les parois en béton de la cellule de stockage 100. Elle est introduite par le couvercle supérieur 104 de la cellule puis gonflée jusqu’à venir se plaquer sur sa surface interne (une pression minimum est ensuite maintenue afin que cette enveloppe ne bouge plus et reste solidaire définitivement de la cellule).Comme pour le chemisage, cette enveloppe doit être traitée intérieurement pour qu’elle soit neutre par rapport à l’hydrogène. Au contraire, le ou les enveloppes rigides 110A - 110C qui constituent une seconde enveloppe indépendante de la cellule de stockage mais intégrées à cette dernière (à l’image des ballonnets d’un dirigeable) sont directement soumises à la pression de l’hydrogène qu’elles renferment et dès lors peuvent autoriser le stockage de l’hydrogène à des pressions bien supérieures (typiquement pouvant aller jusqu’à 1000 bars)à celles que pourrait supporter la seule cellule en béton, augmentant ainsi la capacité de stockage de la GBS. Ce ou ces réservoirs intérieurs peuvent selon leur diamètre être insérés dans la cellule de stockage par son couvercle supérieur 104 ou par le dessus, après découpe de son dôme supérieur 112 à un diamètre correspondant au moins au réservoir à insérer, puis remise en place de ce dernier une fois l’intervention terminée. Différents procédés peuvent être envisagés pour effectuer le stockage et la restitution de l’hydrogène dans les cellules de stockage ainsi protégées. Selon un premier procédé illustré à la et utilisant l’eau de mer comme fluide de purge ou de chasse, il est proposé que l’hydrogène (représenté par les points) partage la cellule de stockage 100 préalablement chemisée ou pourvue de son enveloppe interne, avec l’eau de mer (représenté par des hachures). L’hydrogène est amené aux cellules à une pression déterminée compatible avec son stockage et évacué de celles-ci par la conduite de transfert qui est avantageusement formée par la canalisation principale 50, 68 et les canalisations auxiliaires 50A, 70 existantes reliant ces cellules à la plateforme ou par des canalisations spécifiques dédiées pouvant être installées dans ou hors de ces canalisations. En effet, les canalisations de transport des hydrocarbures ont couramment des diamètres de dizaines de cm alors qu’un diamètre de quelques cm est suffisant pour le transport de l’hydrogène. Les canalisations de service peuvent également être utilisées et, si nécessaire, les canalisations existantes sont chemisées à l’aide d’un matériau inerte par rapport à l’hydrogène, comme celui tapissant les cellules. Ainsi, lorsque la période est en surplus de production d’énergie, les électrolyseurs produisent de l’hydrogène (H2) qui est stocké dans les cellules, l’eau de mer étant refoulée à l’extérieur de la cellule au travers d’une vanne pilotable ou non 112 via une conduite de purge 114 et remplacée au fur et à mesure par l’hydrogène provenant de la conduite de transfert 118 (si nécessaire une petite turbine réversible peut aussi être utilisée pour aspirer l’eau hors de la cellule). L’hydrogène est introduit dans la cellule par un premier orifice d’entrée-sortie 116 où aboutit la conduite de transfert et le fluide de purge par un deuxième orifice d’entrée-sortie 126 où aboutit la conduite de purge. Les électrolyseurs produisant de l’hydrogène à des pressions de 25-30 bars, une décompression a lieu avant le stockage au niveau du module de compression-décompression 52 si les cellules ne sont pas en mesure de supporter cette pression ou au contraire une compression si ces cellules le peuvent. Lors de la restitution de l’hydrogène (déstockage), l’eau de mer vient au travers de la vanne 112 remplacer l’hydrogène de manière naturelle sous l’effet du différentiel de pression. Cependant, compte tenu de la non homogénéité de l’eau de mer à chaque remplissage, des variations de T° et des dépôts de sédiments durant les cycles successifs de stockage et déstockage, on veillera à minimiser les problèmes d’exploitation avec un suivi particulier de la composition de l’hydrogène au niveau de l’unité de traitement 46. Avant transfert vers le pipeline, l’hydrogène est comprimé ou décomprimé (selon la pression de stockage dans les cellules) par le module de compression-décompression 52 pour atteindre une pression compatible à celle de ce pipeline (qui peut être comprise entre 40 et 120 bars). Il est ensuite injecté et dirigé sur son lieu d’utilisation ou éventuellement mélangé à faible concentration au gaz fossile lorsque le prélèvement de celui-ci est encore possible. En effet, l’hydrogène peut en principe être directement injecté dans les pipelines acheminant les gaz fossiles sur le continent jusqu'à des ratios de 6% à 10% (selon le type de conduite en exploitation) sans modifications de ces conduites et avec des modifications mineures pour obtenir des mélanges jusqu'à 20%, au-delà de ce ratio, c’est-à-dire à forte concentration, ce n’est pas envisageable. L’invention propose donc de recourir à des conduites dédiées qui pourront être insérées dans les conduites existantes ou de modifier les conduites existantes en réalisant un chemisage intérieur des pipelines comme celui effectué pour les cellules de stockage. Un deuxième procédé de stockage-déstockage est illustré à la . Il utilise l’air (illustré par des croix) pour effectuer la purge de la cellule 100 préalablement chemisée ou pourvue de son enveloppe interne. En effet, l’hydrogène étant la molécule la plus légère, lors du remplissage de la cellule pour le stockage de l’hydrogène par son premier orifice d’entrée-sortie 116 depuis la conduite de transfert 118, ce dernier se trouvera naturellement en haut de la cellule sans se mélanger avec l’air qui sera évacué dans la conduite de purge 114 au travers d’une vanne pilotable 120 ou non, disposée au niveau du deuxième orifice d’entrée-sortie 126 et associée si nécessaire à un compresseur d’air (non représenté). Pour améliorer le va et viens, l’air dont l’homogénéité ne peut être garantie, peut avantageusement être remplacé par un gaz inerte homogène plus lourd que l’hydrogène et ne se mélangeant pas avec lui. Via un compresseur/décompresseur 122A, ce gaz peut être stocké à très grande pression (typiquement plusieurs centaines de bars) dans un réservoir de gaz approprié 122 disposé au plus près des cellules comme illustré à la (voire dans une cellule non utilisée) ou au niveau de la plateforme utilisant de fait un faible volume en regard du volume qu’il occuperait dans la cellule. La pression toujours constante (ou variant peu) qui en résulterait à l’intérieur de la cellule faciliterait le maintien de l’enveloppe interne (doublure ou liner PU) sur les parois béton de la cellule en cas de gonflage comme de l’adhésion du revêtement PU à ces parois béton en cas de projection. Dans le troisième procédé illustré à la , c’est uniquement un jeu de pression qui vient remplir ou vider le réservoir rigide 110 disposé dans la cellule de stockage 100 et alternativement à haute et basse pression. En effet, lors de la phase de stockage, le réservoir est au travers de son premier orifice d’entrée-sortie 116A faisant fonction de vanne, rempli par l’hydrogène préalablement compressé ou décompressé à une pression déterminée dans l’ensemble de compression-décompression 52 et compatible avec la tenue en pression du réservoir, et lors de la phase de déstockage, le réservoir est vidé de cet hydrogène sous pression de préférence par ce même premier orifice d’entrée-sortie comme illustré et se retrouve alors à une pression très basse, typiquement la pression atmosphérique. Le réservoir doit bien entendu être suffisamment rigide pour pouvoir supporter les variations de pression entre ces deux phases de stockage et déstockage. Ainsi, par exemple, si la pression de stockage dans le réservoir est de 35 bars, l’hydrogène sera compressé s’il provient de l’électrolyseur dont la pression de sortie est typiquement de 25 à 30 bars ou décompressé s’il provient directement du pipeline où la pression est de l’ordre 40 à 120 bars. Vide il sera à la pression atmosphérique et la différence de pression qu’il devra supporter sera donc de 34 bars. Enfin, selon un quatrième procédé illustré aux figures 8 et 8A utilisant de l’eau pure comme fluide de chasse, cette eau pure étant obtenue à partir de l’unité de dessalement de l’eau de mer 54 installée préférentiellement directement sur la plateforme (l’eau pure peut aussi simplement être livrée sur la plateforme), il est proposé que l’hydrogène soit stocké dans une cellule 100A comportant un chemisage (voire pourvue d’une enveloppe interne) comme décrit précédemment, de deux cellules 100A, 100B en communication mutuelle, la seconde cellule 100B ne nécessitant pas de traitement particulier de sa surface interne. En effet, la première cellule100A va alternativement et simultanément être remplie d’hydrogène puis d’eau pure alors que l’autre 100B va alternativement et simultanément être remplie d’eau pure puis d’air amené depuis la surface si nécessaire via un compresseur d’air (non représenté) par une conduite appropriée 124 au premier orifice d’entrée-sortie 116. L’eau pure qui est un fluide homogène et facile à remplacer est ainsi utilisée en boucle fermée entre les deux cellules. Il n’y a pas d’interaction chimique avec l’hydrogène et les cellules peuvent donc être gardées toujours à la même pression, une vanne pilotable ou non 128 (à laquelle peut aussi être adjoint une petite turbine réversible) montée sur la conduite de purge 114 reliant les deux cellules entre leur deuxièmes orifices d’entrée-sortie 126 et basculant l’eau dans un sens puis dans l’autre chassant l’hydrogène et l’air. On notera que ce procédé nécessite d’utiliser deux cellules pour un volume d’hydrogène stocké. Toutefois, étant donné la quantité de cellules disponibles dans les GBS, cette particularité n’apparait pas une limitation au recours à ce quatrième procédé de stockage-déstockage d’hydrogène dans ces cellules. En effet, si l’on prend à titre d’exemple une GBS comportant seize cellules (par exemple celle connue sous l’appellation BRENT BRAVO ou BRENT DELTA) dont six couples de cellules représentant un volume de 97139 m3 sont utilisées, on obtient les quantités d’énergie déjà très importantes suivantes selon la pression exploitée, soit 2.8GWh (84Tonnes de H2) pour 1 bar, 25GWh (748T de H2) pour 100 bars ou encore 102.74GWh (3085T de H2) pour 500 bars. On comprend alors aisément qu’avec une GBS de taille plus importante comme la STATFJORD, on peut atteindre des quantités d’énergie stockée considérables. Ainsi, le stockage en mer de l’hydrogène selon l’invention apporte bien des avantages aux solutions actuelles de stockage et notamment il permet un délestage des réseaux électriques terrestres ou une utilisation sur la plateforme elle-même. Lorsque le réseau terrestre est saturé ou qu’il est sous dimensionné pour transporter la quantité d’énergie produite par les fermes éoliennes, l’énergie électrique qui ne peut être consommée en temps réel est alors transformée en hydrogène via les électrolyseurs de la plateforme et stockée sur celle-ci pour une consommation sous une forme différente ou ultérieure. De même, lorsque l’énergie électrique n’est pas suffisamment chère à un instant t et que les prévisions à 1-3 jours donnent des perspectives économiques plus intéressantes (par exemple au moins 3 fois plus chères pour couvrir les pertes de rendement), il devient possible de stocker l’hydrogène sur la plateforme pour un décalage de la livraison de l’énergie sur le réseau électrique terrestre. Structure gravitaire offshore (GBS) comportant une pluralité de cellules de stockage (32) reposant fixement sur le fond marin et regroupées autour d’au moins un pied (62) émergeant au-dessus du niveau de la mer (38) et pouvant supporter une plateforme (40) comportant des équipements (42) pour l’introduction et l’extraction d’un fluide dans l’une au moins des cellules de ladite pluralité de cellules de stockage, caractérisé en ce que le fluide est de l’hydrogène gazeux et en ce que les équipements comportent en outre au moins un ensemble de compression/décompression (52) pour amener via une conduite de transfert (118) l’hydrogène à une pression déterminée compatible avec son stockage dans ladite une au moins des cellules et l’en évacuer. Structure gravitaire selon la revendication 1, caractérisée en ce que ladite une au moins des cellules comporte un premier orifice (116) relié à ladite conduite de transfert pour l’entrée et la sortie de l’hydrogène et sa surface interne (102) est recouverte ou doublée d’un matériau inerte vis-à-vis de l’hydrogène, par exemple un polymère à base de polyuréthane. Structure gravitaire selon la revendication 1, caractérisée en ce que ladite une au moins des cellules comporte un premier orifice (116) relié à ladite conduite de transfert pour l’entrée et la sortie d’hydrogène et une enveloppe interne rigide (110 ; 110A, 110B, 110C, 110D) apte à résister à une pression maximale prédéterminée. Structure gravitaire selon la revendication 1, caractérisée en ce que ladite une au moins des cellules comporte un premier orifice (116) relié à ladite conduite de transfert pour l’entrée et la sortie d’hydrogène et une enveloppe interne déformable (108) formée d’un matériau inerte vis-à-vis de l’hydrogène. Structure gravitaire selon la revendication 1, caractérisée en ce que ladite une au moins des cellules comporte en outre un deuxième orifice (126) pour l’entrée et la sortie d’un fluide de purge et une vanne pilotable (112) pour autoriser l’introduction ou l’extraction de ce fluide de purge au niveau de ladite une au moins des cellules lors respectivement du déstockage ou du stockage de l’hydrogène. Structure gravitaire selon la revendication 1, caractérisée en ce que ledit fluide de purge est de l’eau de mer, de l’eau pure ou un gaz inerte plus lourd que l’hydrogène et ne se mélangeant pas à lui. Structure gravitaire selon la revendication 1, caractérisée en ce que ladite conduite de transfert (118) pour l’amenée et l’évacuation de l’hydrogène au niveau de ladite une au moins des cellules est disposée à l’intérieur de l’une des canalisations existantes (50, 68 ; 50A, 70) assurant initialement le transport des hydrocarbures des équipements à ladite pluralité de cellules de stockage ou faisant fonction de canalisation de service entre ladite plateforme et ladite pluralité de cellules de stockage. Structure gravitaire selon la revendication 1, caractérisée en ce qu’elle comporte en outre un électrolyseur (56) pour produire de l’hydrogène à partir de l’eau de mer. Structure gravitaire selon la revendication 1, caractérisée en ce qu’elle comporte en outre une pile à combustible (58) pour produire de l’électricité à partir de l’hydrogène. Structure gravitaire selon la revendication 1, caractérisée en ce qu’elle comporte en outre une unité de dessalement (54) pour produire de l’eau pure à partir de l’eau de mer. Structure gravitaire selon la revendication 1, caractérisée en ce que ledit au moins un pied renferme au moins une cellule de stockage. Structure gravitaire selon la revendication 1, caractérisée en ce qu’elle constitue une structure offshore pétrolière ou gazière (10A, 10B) en exploitation ou devenue inactive suite à l’épuisement de son gisement d’hydrocarbures et dont la plateforme (40) a été partiellement ou totalement démantelée. Réseau de production, stockage et distribution d’hydrogène comportant au moins une structure gravitaire (GBS) selon l’une quelconque des revendications 1 à 12 pour le stockage d’hydrogène, caractérisé en ce qu’il comporte en outre au moins une éolienne offshore (20) pour produire de l’électricité et un pipeline (18, 28) pour le transport de l’hydrogène sur le continent vers un lieu de distribution d’hydrogène ou depuis un lieu de production d’hydrogène. Réseau selon la revendication 13, caractérisé en ce que, pour permettre un transport de l’hydrogène à forte concentration, ledit pipeline est chemisé ou comporte une ou plusieurs canalisations internes dédiées. Procédé de stockage d’hydrogène dans une structure gravitaire offshore (10A, 10B) comportant une pluralité de cellules de stockage (32) reposant fixement sur le fond marin (12) et regroupées autour d’au moins un pied (62) émergeant au-dessus du niveau de la mer (38) et pouvant supporter une plateforme (40) comportant des équipements (42) pour l’introduction et l’extraction d’hydrogène dans l’une au moins des cellules de ladite pluralité de cellules de stockage, procédé consistant à partir de l’hydrogène disponible au niveau de cette plateforme : . à comprimer ou décomprimer, au moyen d’un ensemble de compression/décompression (52), l’hydrogène à une pression déterminée compatible avec son stockage dans ladite une au moins des cellules ; . à transférer l’hydrogène dans ladite au moins une des cellules via une conduite de transfert (118) reliant l’ensemble de compression/décompression à ladite au moins une des cellules ; et . à stocker l’hydrogène dans ladite au moins une des cellules en y chassant un fluide de purge qu’elle renferme via une conduite de purge (114). Procédé de stockage d’hydrogène selon la revendication 15, caractérisé en ce que pour être transféré via ladite conduite de transfert à la pression déterminée compatible avec son stockage dans ladite une au moins des cellules, l’hydrogène disponible est soit produit par un électrolyseur (56) sur la structure gravitaire ou tout autre structure offshore soit acheminé par bateau (16) depuis un lieu de production ou par un pipeline(18) depuis le continent et comprimé ou décomprimé à ladite pression déterminée par l’ensemble de compression/décompression (52). Procédé de stockage d’hydrogène selon la revendication 15, caractérisé en ce que ladite pression déterminée est comprise entre 1 et 1000 bars. Procédé de stockage d’hydrogène selon la revendication 15, caractérisé en ce que le fluide de purge est de l’eau de mer et la conduite de purge (114) est en prise directe avec le milieu marin extérieur à ladite une au moins des cellules via une vanne pilotable ou non (112). Procédé de stockage d’hydrogène selon la revendication 15, caractérisé en ce que le fluide de purge est de l’air comprimé ou un gaz inerte plus lourd que l’hydrogène et ne se mélangeant pas à lui, et la conduite de purge (114) est reliée à un réservoir (122) d’air comprimé ou de gaz sous pression via un compresseur/décompresseur. Procédé de stockage d’hydrogène selon la revendication 15, caractérisé en ce que le fluide de purge est de l’eau pure et la conduite de purge (114) est reliée via une vanne pilotable ou non (112) à une autre des cellules de stockage dont la conduite de transfert (116) est reliée à la surface.