Brevet FR3155881A1 — publié le 20250530

Système de gestion d’un gaz à l’état liquide transporté et/ou stocké par un ouvrage flottant La présente invention concerne un système de gestion (1) d’un gaz à l’état liquide, comprenant : un circuit d’alimentation (4), un circuit de traitement thermique (6), un premier échangeur de chaleur (7), un circuit de refroidissement (8), caractérisé en ce que le circuit de refroidissement (8) comprend une section de reliquéfaction (10), une section de sous-refroidissement (11) et un dispositif de dérivation (12) configuré pour faire circuler le gaz à l’état liquide vers la section de reliquéfaction (10) ou vers la section de sous-refroidissement (11), le système de gestion (1) comprenant : un deuxième échangeur de chaleur (13), un troisième échangeur de chaleur (23), une ligne de jonction (33) configurée pour fluidiquement connecter en série le deuxième échangeur de chaleur (13) et le troisième échangeur de chaleur (23). (figure 1) Système de gestion d’un gaz à l’état liquide transporté et/ou stocké par un ouvrage flottant La présente invention se rapporte au domaine des ouvrages flottants de stockage et/ou de transport de gaz à l’état liquide et concerne plus particulièrement un système de gestion d’un gaz stocké et/ou transporté au sein de tels navires. Au cours d’un trajet effectué par un ouvrage flottant comprenant une cuve de gaz à l’état liquide destiné à être consommé et/ou à être livré à un point de destination, ledit ouvrage flottant peut être apte à utiliser le gaz s’étant évaporé au sein de la cuve, puis de comprimer celui-ci afin d’alimenter le ou les moteurs de l’ouvrage flottant. Il est également connu, en cas d’excès de gaz évaporé au sein de la cuve, de reliquéfier le gaz n’ayant pas servi à alimenter le ou les moteurs de l’ouvrage flottant en le faisant circuler à travers un ou plusieurs échangeurs de chaleur, puis de le renvoyer dans la cuve. Enfin, il est connu de traiter thermiquement le gaz à l’état liquide contenu dans la cuve en sous-refroidissant le gaz à l’état liquide contenu dans la cuve à l’aide d’une boucle réfrigérante parcourue par un fluide réfrigérant. Cette opération de sous-refroidissement peut s’avérer problématique en fonction de la composition du gaz contenu dans la cuve. En effet, certains de ces gaz peuvent contenir des composants lourds, tel que cela est le cas pour le gaz naturel issu des gaz de schiste. Ces composants lourds ont une température de givrage plus élevé que le méthane, constituant principal du gaz naturel. L’opération de sous-refroidissement étant capable de sous-refroidir le gaz à l’état liquide à une température pouvant atteindre environ -172°C, les composants lourds peuvent givrer au sein d’un échangeur de chaleur assurant l’échange de chaleur entre le gaz à l’état liquide destiné à être sous-refroidi et le fluide réfrigérant circulant dans la boucle réfrigérante. Cela entraîne ainsi un dysfonctionnement dudit échangeur de chaleur, et peut nuire à la circulation ainsi qu’à la bonne capacité de refroidissement du gaz à l’état liquide. La présente invention permet d’éviter ces phénomènes de givrage, et propose à ce titre un système de gestion d’un gaz à l’état liquide transporté et/ou stocké par un ouvrage flottant comprenant au moins une cuve configurée pour contenir le gaz et au moins un appareil consommateur de gaz, le système de gestion comprenant : au moins un circuit d’alimentation en gaz de l’appareil consommateur de gaz, le circuit d’alimentation comprenant au moins un dispositif de compression, au moins un circuit de traitement thermique du gaz à l’état vapeur comprimé par le dispositif de compression, au moins un premier échangeur de chaleur configuré pour opérer un échange de chaleur entre le gaz à l’état vapeur circulant dans le circuit d’alimentation entre la cuve et le dispositif de compression et le gaz à l’état vapeur circulant dans le circuit de traitement thermique, au moins un circuit de refroidissement comprenant au moins un dispositif de pompage configuré pour prélever le gaz à l’état liquide dans la cuve, caractérisé en ce que le circuit de refroidissement comprend une section de reliquéfaction, une section de sous-refroidissement et un dispositif de dérivation configuré pour faire circuler le gaz à l’état liquide vers la section de reliquéfaction ou vers la section de sous-refroidissement, le système de gestion comprenant : un deuxième échangeur de chaleur configuré pour opérer un échange de chaleur entre le gaz à l’état vapeur circulant dans le circuit de traitement thermique en aval du premier échangeur de chaleur et le gaz à l’état liquide circulant dans la section de reliquéfaction, un troisième échangeur de chaleur et une boucle réfrigérante, le troisième échangeur de chaleur étant configuré pour opérer un échange de chaleur entre le gaz à l’état liquide circulant dans la section de sous-refroidissement et un fluide réfrigérant circulant au sein de la boucle réfrigérante, une ligne de jonction configurée pour fluidiquement connecter en série le deuxième échangeur de chaleur et le troisième échangeur de chaleur. Le système de gestion selon l’invention peut ainsi gérer l’alimentation d’un appareil consommateur de gaz en utilisant le gaz à l’état vapeur comme carburant et/ou reliquéfier ledit gaz à l’état vapeur. Le sous-refroidissement de la cuve est également possible mais, lorsque le gaz contenu dans la cuve contient une quantité trop importante d’hydrocarbures lourds, c’est le gaz à l’état liquide issu de la reliquéfaction et/ou participant à la reliquéfaction du gaz à l’état vapeur qui est refroidi au sein du troisième échangeur de chaleur. Etant donné que le gaz à l’état liquide ayant circulé au sein du deuxième échangeur de chaleur présente une température globale plus élevée que le gaz à l’état liquide contenu dans la cuve, sa température en sortie du troisième échangeur de chaleur après refroidissement est plus élevée qu’une température de sortie du gaz provenant directement de la cuve et sous-refroidi au sein du troisième échangeur de chaleur. On évite donc un givrage des hydrocarbures lourds au sein de ce dernier, tout en opérant un refroidissement toutefois significatif de la cuve si le besoin s’en fait sentir. Le circuit d’alimentation permet de prélever le gaz à l’état vapeur se formant dans la cuve et de l’utiliser comme carburant pour l’appareil consommateur de gaz. Bien que la cuve présente des propriétés assurant une isolation thermique, le gaz à l’état vapeur se forme naturellement au cours du temps et doit être traité d’une manière ou d’une autre afin de limiter l’augmentation de la pression dans la cuve. Le dispositif de compression, en plus d’assurer l’aspiration du gaz à l’état vapeur hors de la cuve, permet d’élever ce dernier à une pression compatible avec l’appareil consommateur de gaz. L’appareil consommateur de gaz peut par exemple être un moteur assurant la propulsion de l’ouvrage flottant ou bien un générateur électrique alimentant l’ouvrage flottant en électricité. Il est également possible que le système de gestion soit apte à alimenter une pluralité d’appareils consommateur de gaz, auquel cas le circuit d’alimentation est adapté en conséquence afin de pouvoir alimenter chacun d’entre eux en gaz à l’état vapeur. Le circuit de traitement thermique est connecté au circuit d’alimentation en aval du dispositif de compression et permet la circulation du gaz à l’état vapeur présent en excès par rapport au besoin en alimentation de l’appareil consommateur de gaz. Au lieu de gaspiller cet excès de gaz à l’état vapeur, celui-ci circule dans le circuit de traitement thermique afin de pouvoir retourner dans la cuve. Le premier échangeur de chaleur permet de prérefroidir celui-ci lors de son retour, grâce à un échange de chaleur avec le gaz à l’état vapeur sortant de la cuve et circulant dans le circuit d’alimentation. L’excès de gaz à l’état vapeur est donc conservé en retournant dans la cuve au lieu d’être brûlé ou relargué dans l’atmosphère. Le circuit de refroidissement est configuré pour assurer la circulation du gaz à l’état liquide d’une manière ou d’une autre selon la fonction qui doit être mise en œuvre au sein du système de gestion. Le dispositif de pompage assurant le prélèvement du gaz à l’état liquide est avantageusement disposé en fond de cuve afin de pomper le gaz à l’état liquide à une température la plus basse possible. A partir du dispositif de pompage, le gaz à l’état liquide provenant de la cuve peut circuler soit vers la section de reliquéfaction, soit vers la section de sous-refroidissement. La circulation du gaz à l’état liquide vers la section de reliquéfaction permet de reliquéfier le gaz à l’état vapeur circulant dans le circuit de traitement thermique, et ce par le biais du deuxième échangeur de chaleur. Lors de l’échange de chaleur, la basse température du gaz à l’état liquide entraîne une baisse de température du gaz à l’état vapeur jusqu’à reliquéfier ce dernier. Avantageusement, l’intégralité du gaz à l’état vapeur pénétrant au sein du deuxième échangeur de chaleur en sort reliquéfié. De plus, d’une manière préférentielle, le gaz reliquéfié au sein du deuxième échangeur de chaleur et le gaz à l’état liquide provenant de la cuve et ayant servi à la reliquéfaction se rejoignent au niveau d’un point de jonction disposé en sortie du deuxième échangeur de chaleur. Plus précisément, le point de jonction est disposé au niveau de la section de reliquéfaction du circuit de refroidissement, et le circuit de traitement thermique est connecté à la section de reliquéfaction au niveau de ce point de jonction. C’est donc un mélange de gaz à l’état liquide qui est formé au niveau de ce point de jonction. Du fait de l’opération de reliquéfaction se déroulant dans le deuxième échangeur de chaleur, le mélange de gaz à l’état liquide se formant au point de jonction est à une température plus élevée que le gaz à l’état liquide contenu dans la cuve. A partir du dispositif de pompage, le gaz à l’état liquide peut être envoyé vers la section de sous-refroidissement, et ce dans le but de sous-refroidir une fraction du gaz à l’état liquide contenu dans la cuve puis de le renvoyer par la suite dans la cuve afin d’abaisser la température globale de la température du gaz à l’état liquide contenu dans ladite cuve. Dans le respect de la résolution du problème technique de l’invention, une telle opération ne peut se faire que si la composition du gaz à l’état liquide contenu dans la cuve est limitée en hydrocarbures lourds. C’est le troisième échangeur de chaleur qui assure le sous-refroidissement du gaz à l’état liquide via la boucle réfrigérante. Le fluide réfrigérant circulant dans la boucle réfrigérante présente une température inférieure à celle du gaz à l’état liquide contenu dans la cuve au moment de sa traversée dans le troisième échangeur de chaleur, abaissant ainsi la température du gaz à l’état liquide circulant dans la section de sous-refroidissement. Le fluide réfrigérant peut par exemple être de l’azote. C’est le dispositif de dérivation qui assure le contrôle de la circulation du gaz à l’état liquide contenu dans la cuve et circulant dans le circuit de refroidissement. Le dispositif de dérivation est configuré pour autoriser la circulation du gaz à l’état liquide vers la section de reliquéfaction tout en interdisant la circulation du gaz à l’état liquide vers la section de sous-refroidissement ou inversement. Si le gaz à l’état liquide contenu dans la cuve présente une proportion trop élevée d’hydrocarbures lourds, faire circuler le gaz à l’état liquide contenu dans la cuve directement dans la section de sous-refroidissement n’est pas envisageable car le risque de givrage au sein du troisième échangeur de chaleur est trop élevé. Par hydrocarbures lourds, il faut comprendre que cela correspond à des hydrocarbures présentant au moins six atomes de carbone. Dans cette situation, le gaz à l’état liquide contenu dans la cuve et circulant dans le circuit de refroidissement ne peut donc être envoyé que dans la section de reliquéfaction afin de reliquéfier le gaz à l’état vapeur circulant dans le circuit de traitement thermique. La circulation du gaz à l’état liquide au sein du deuxième échangeur de chaleur ainsi que le mélange avec le gaz reliquéfié en sortie de celui-ci entraîne alors une augmentation de la température du gaz à l’état liquide. La ligne de jonction est alors utilisée pour poursuivre la circulation du gaz à l’état liquide. Cette ligne de jonction permet une liaison fluidique entre la section de reliquéfaction et la section de sous-refroidissement afin de connecter le deuxième échangeur de chaleur et le troisième échangeur de chaleur en série. La ligne de jonction est avantageusement connectée à la section de reliquéfaction au niveau du point de jonction évoqué précédemment et s’étend jusqu’à la section de sous-refroidissement en amont du troisième échangeur de chaleur afin que le gaz à l’état liquide ayant circulé dans le deuxième échangeur de chaleur circule par la suite au sein du troisième échangeur de chaleur. Étant donné que le gaz à l’état liquide provenant de la section de reliquéfaction est à une température plus élevée que le gaz à l’état liquide contenu dans la cuve, la traversée du troisième échangeur de chaleur entraîne la diminution de la température du gaz à l’état liquide à une température suffisamment basse pour pouvoir diminuer la température globale de la cuve après renvoi dans celle-ci, mais également suffisamment élevée pour éviter que les hydrocarbures lourds contenus dans le gaz à l’état liquide ne givrent au sein du troisième échangeur de chaleur et entrainent un dysfonctionnement de celui-ci. Le système de gestion selon l’invention présente donc une pluralité de fonctions pouvant toutes être mises en œuvre de manière optimale et ce peu importe la composition du gaz à l’état liquide contenu dans la cuve. Selon une caractéristique de l’invention, le dispositif de dérivation comprend une première vanne de dérivation disposée sur la section de reliquéfaction et une deuxième vanne de dérivation disposée sur la section de sous-refroidissement. La première vanne de dérivation et la deuxième vanne de dérivation peuvent basculer en position ouverte ou en position fermée afin de respectivement autoriser ou interdire la circulation du gaz à l’état liquide dans la section considérée. Lorsque le gaz à l’état liquide circule dans le circuit de refroidissement, il ne peut circuler que dans la section de reliquéfaction ou dans la section de sous-refroidissement. Ainsi, lorsque l’une des vannes est en position ouverte, l’autre vanne est nécessairement en position fermée. Selon une caractéristique de l’invention, la ligne de jonction comprend une vanne de jonction configurée pour contrôler la connexion en série du troisième échangeur de chaleur au deuxième échangeur de chaleur. Tout comme la première vanne de dérivation et la deuxième vanne de dérivation, la vanne de jonction peut basculer entre une position ouverte et une position fermée afin de connecter ou non le deuxième échangeur de chaleur et le troisième échangeur de chaleur en série. Selon une caractéristique de l’invention, le circuit de refroidissement comprend au moins une terminaison à laquelle sont fluidiquement connectées la section de reliquéfaction et/ou la section de sous-refroidissement, le circuit de refroidissement comprenant une première terminaison comprenant un orifice de retour configuré pour être disposé au niveau d’un fond de la cuve et une deuxième terminaison comprenant un dispositif de projection configuré pour être disposé au niveau d’un ciel de cuve. Les terminaisons permettent un retour en cuve du gaz à l’état liquide une fois son passage à travers un ou plusieurs échangeurs de chaleur effectué. En fonction du traitement thermique appliqué, le gaz à l’état liquide est préférentiellement envoyé vers la première terminaison ou vers la deuxième terminaison. L’orifice de retour de la première terminaison est positionné en fond de cuve afin que le gaz à l’état liquide retourne dans la cuve au niveau où la pression statique est la plus élevée. Grâce à cette dernière, le gaz à l’état liquide retournant dans la cuve est maintenu à l’état liquide sans générer de vapeur. De plus, l’inertie de la cuve est telle que l’élévation de température engendrée par l’injection de gaz à l’état liquide à une température plus élevée est ralentie, permettant ainsi de minimiser l’impact de la température du gaz à l’état liquide retournant en cuve si ladite température est plus élevée que la température du gaz contenu dans la cuve. Le dispositif de projection est quant à lui utilisé pour projeter du gaz sous-refroidi au sein du ciel de cuve. La projection de gaz sous-refroidi permet de condenser le gaz à l’état vapeur pouvant être présent au niveau du ciel de cuve et ainsi d’abaisser la pression de la cuve. Le dispositif de projection est toutefois à utiliser avec précaution, c’est-à-dire uniquement en cas de sous-refroidissement du gaz à l’état liquide sans passer par le deuxième échangeur de chaleur. En effet, projeter du gaz à une température trop élevée via le dispositif de projection risque d’évaporer partiellement celui-ci au moment de la projection et peut entraîner une hausse de la pression de la cuve au lieu de l’abaisser. Ainsi, pour éviter un tel phénomène, le gaz ayant circulé au sein du deuxième échangeur de chaleur doit être renvoyé dans la cuve via l’orifice de retour en passant par la première terminaison. Tout comme pour les sections du circuit de refroidissement ou pour la ligne de jonction, la circulation au sein des terminaisons peut être contrôlée par des vannes. Selon une caractéristique de l’invention, le système de gestion comprend un dispositif de séparation disposé sur le circuit de traitement thermique en aval du deuxième échangeur de chaleur, le circuit de traitement thermique s’étendant du deuxième échangeur de chaleur à une entrée du dispositif de séparation, et d’une sortie liquide du dispositif de séparation à la section de reliquéfaction. Il est possible que le gaz circulant dans le circuit de traitement thermique ne sorte du deuxième échangeur de chaleur que partiellement reliquéfié, c’est-à-dire dans un état diphasique. Dans une telle configuration, le dispositif de séparation permet de séparer une fraction liquide d’une fraction gazeuse d’un flux de gaz à l’état diphasique, afin que seule la fraction liquide poursuive la circulation au sein du circuit de traitement thermique jusqu’à rejoindre la section de reliquéfaction. Le dispositif de séparation est donc positionné en aval du deuxième échangeur de chaleur, de sorte à ce que le gaz circulant dans le circuit de traitement thermique et sortant du deuxième échangeur de chaleur pénètre directement au sein du dispositif de séparation via l’entrée. Il n’y a par conséquent que du gaz à l’état liquide qui circule au sein de la portion de circuit de traitement thermique s’étendant entre la sortie liquide du dispositif de séparation et la section de reliquéfaction. Comme cela a été décrit précédemment, le circuit de traitement thermique est avantageusement connecté à la section de reliquéfaction au niveau du point de jonction précédemment mentionné. Selon une caractéristique de l’invention, le dispositif de séparation comprend une sortie vapeur, le système de gestion comprenant une ligne de recirculation s’étendant de la sortie vapeur du dispositif de séparation jusqu’au circuit d’alimentation entre la cuve et le premier échangeur de chaleur. Comme cela a été mentionné précédemment, le gaz circulant dans le circuit de traitement thermique peut sortir du deuxième échangeur de chaleur au moins partiellement reliquéfié, et le dispositif de séparation isole la fraction vapeur de la fraction liquide. La fraction vapeur constitue la fraction de gaz qui ne s’est pas reliquéfiée après la circulation au sein du deuxième échangeur de chaleur. Cette fraction de gaz à l’état vapeur sort alors du dispositif de séparation par la sortie vapeur et circule au sein de la ligne de recirculation jusqu’à rejoindre le circuit d’alimentation afin d’y recirculer pour alimenter l’appareil consommateur de gaz ou pour retourner au sein du circuit de traitement thermique. Selon une caractéristique de l’invention, lorsque le système de gestion est configuré pour un ouvrage flottant comprenant au moins deux cuves, le circuit de refroidissement comprend au moins deux dispositifs de pompage, chaque dispositif de pompage étant configuré pour prélever le gaz à l’état liquide dans l’une des cuves, le circuit de refroidissement comprenant une ligne de distribution connectant fluidiquement chacun des dispositifs de pompage à la section de reliquéfaction et à la section de sous-refroidissement. Le système de gestion selon l’invention peut en effet être adapté pour un ouvrage flottant comprenant une pluralité de cuves. Le gaz à l’état liquide peut alors être prélevé au sein de chacune des cuves via une pluralité de dispositifs de pompage, chacun étant agencé dans l’une des cuves. La ligne de distribution permet la connexion fluidique de l’ensemble des dispositifs de pompage à la section de reliquéfaction et à la section de sous-refroidissement. Ainsi, le gaz à l’état liquide est collecté, et ce peu importe la ou les cuves de provenance, et peut être envoyé par la suite vers l’une ou l’autre des sections. Selon une caractéristique de l’invention, lorsque le système de gestion est configuré pour un ouvrage flottant comprenant au moins deux cuves, le circuit de refroidissement comprend une ligne de renvoi configurée pour renvoyer le gaz issu de la section de reliquéfaction ou de la section de sous-refroidissement vers l’une et/ou l’autre des cuves. De la même manière que le gaz à l’état liquide peut être prélevé au sein de l’une ou l’autre des cuves, le gaz à l’état liquide peut également, après traitement thermique, être renvoyé au sein de l’une ou l’autre des cuves en fonction du besoin. La ligne de renvoi assure une liaison fluidique entre chacune des sections du circuit de refroidissement et chacune des cuves, afin de pouvoir renvoyer le gaz à l’état liquide vers une cuve en particulier ou une pluralité de cuves, et ce peu importe sa provenance. La ligne de renvoi peut comprendre à ce titre un système de vannes afin de contrôler vers quelle(s) cuve(s) est envoyé le gaz à l’état liquide traité thermiquement. L’invention couvre également un ouvrage flottant comprenant au moins une cuve configurée pour contenir du gaz à l’état liquide, au moins un appareil consommateur de gaz et un système de gestion tel que décrit précédemment. L’invention couvre également un procédé de gestion d’un gaz à l’état liquide contenu dans au moins une cuve d’un ouvrage flottant tel que décrit précédemment effectuant un trajet vers un point de destination, au cours duquel : on prend en compte une composition du gaz à l’état liquide contenu dans la cuve, on mesure une température du gaz à l’état liquide contenu dans la cuve et on compare la température mesurée à un seuil de température du gaz, si le taux d’hydrocarbures à au moins six carbones est inférieur à un seuil d’hydrocarbures et si la température est inférieure au seuil de température, on fait circuler le gaz à l’état liquide uniquement dans la section de reliquéfaction, si le taux d’hydrocarbures à au moins six carbones est inférieur au seuil d’hydrocarbures et si la température est supérieure au seuil de température, on fait circuler le gaz à l’état liquide au moins dans la section de sous-refroidissement, si le taux d’hydrocarbures à au moins six carbones est supérieur au seuil d’hydrocarbures et si la température est inférieure au seuil de température, on fait circuler le gaz à l’état liquide uniquement dans la section de reliquéfaction, si le taux d’hydrocarbures à au moins six carbones est supérieur au seuil d’hydrocarbures et si la température est supérieure au seuil de température, on fait circuler le gaz à l’état liquide dans la section de reliquéfaction et on autorise la circulation du gaz dans la ligne de jonction afin de connecter fluidiquement en série le deuxième échangeur de chaleur au troisième échangeur de chaleur. Ce procédé de gestion est mis en œuvre pour éviter la formation de givre dans le troisième échangeur de chaleur en cas de transport de gaz à l’état liquide contenant une quantité d’hydrocarbures lourds trop élevée. La composition du gaz à l’état liquide est donc dans un premier temps prise en compte et comparée au seuil d’hydrocarbures afin de déterminer si un risque de givrage est présent ou non. Comme cela a été mentionné précédemment, les hydrocarbures lourds présentant un risque de givrage sont les hydrocarbures comprenant au moins six atomes de carbones. Le seuil d’hydrocarbures lourds limite entraînant un risque de givrage peut être compris entre 80 et 150 parties par million, par exemple 100 parties par million. En dessous du seuil d’hydrocarbures, bien qu’il y ait une présence d’hydrocarbures lourds dans le gaz à l’état liquide, celle-ci est suffisamment négligeable pour considérer que le gaz à l’état liquide peut être sous-refroidi sans risque de givrage. La température de la cuve ou des cuves est également mesurée afin de la comparer au seuil de température. Le seuil de température peut être une valeur fixe ou peut par exemple être défini par des conditions de déchargement du point de destination. En effet, chaque point de destination habilité pour un déchargement de gaz à l’état liquide a ses propres exigences vis-à-vis d’une cargaison de gaz à l’état liquide. En cas de dépassement de ce seuil, l’administration du point de destination peut refuser le déchargement de la cargaison ce qui entraîne de lourdes contraintes de temps et de coût. Le système de gestion doit donc être utilisé en prenant en compte le seuil de température afin de déterminer si la température de la cargaison peut être augmentée sans crainte de dépassement de ce seuil, ou au contraire si elle doit être refroidie car le seuil de température est dépassé. Dans le cas où il n’y a pas de risques de givrage, le sous-refroidissement du gaz à l’état liquide en envoyant directement celui-ci dans la section de sous-refroidissement peut être mis en œuvre sans crainte, et ce dans le but de refroidir la température de la cargaison si le seuil de température est dépassé. Si la température de la cuve est en revanche inférieure au seuil de température, une opération de reliquéfaction peut être mise en œuvre seule, afin d’économiser l’énergie nécessaire au fonctionnement de la boucle réfrigérante. La température de la cargaison doit toutefois être contrôlée régulièrement au cours du temps car l’opération de reliquéfaction entraîne nécessairement une augmentation progressive de la température de la cargaison. S’il y a des risques de givrage du gaz à l’état liquide au sein du troisième échangeur de chaleur, il n’est pas question de mettre en œuvre une opération de sous-refroidissement seule. Une opération de reliquéfaction seule est possible si la température de la cuve est inférieure au seuil de température. En revanche, si ce seuil de température est dépassé, la cargaison doit être refroidie. Dans cette configuration et pour éviter tout risque de givrage, la ligne de jonction est alors ouverte afin de connecter le deuxième échangeur de chaleur et le troisième échangeur de chaleur en série. Le gaz à l’état liquide traverse alors les deux échangeurs de chaleur l’un après l’autre afin d’atteindre une température apte à refroidir la cargaison mais sans que les hydrocarbures lourds contenus dans le gaz à l’état liquide ne givre dans le troisième échangeur de chaleur. Selon une caractéristique du procédé : si le taux d’hydrocarbures à au moins six carbones est inférieur au seuil d’hydrocarbures et si la température est supérieure au seuil de température, on détermine un surplus de gaz à l’état vapeur excédentaire à un besoin en alimentation de l’appareil consommateur de gaz et on compare ce surplus à une capacité de sous-refroidissement du troisième échangeur de chaleur, si la quantité de surplus de gaz à l’état vapeur est inférieure à la capacité de sous-refroidissement du troisième échangeur de chaleur, on fait circuler le gaz à l’état liquide uniquement dans la section de sous-refroidissement, si la quantité de surplus de gaz à l’état vapeur est supérieure à la capacité de sous-refroidissement du troisième échangeur de chaleur, on fait circuler le gaz à l’état liquide dans la section de reliquéfaction et on autorise la circulation du gaz dans la ligne de jonction afin de connecter fluidiquement en série le deuxième échangeur de chaleur de la section de reliquéfaction au troisième échangeur de chaleur de la section de sous-refroidissement. Dans la situation où il n’y a pas de risques de givrages et que le seuil de température est dépassé, le procédé de gestion peut mettre en œuvre une étape de comparaison supplémentaire avant qu’un mode de fonctionnement soit sélectionné. Le surplus de gaz à l’état vapeur correspond à la quantité totale de gaz à l’état vapeur contenu dans la cuve, auquel on soustrait une fraction de gaz à l’état vapeur nécessaire pour l’alimentation de l’appareil consommateur de gaz. Si ce surplus de gaz à l’état vapeur est trop important par rapport aux capacités de sous-refroidissement du troisième échangeur de chaleur, cela signifie qu’il est contre-productif de faire circuler le gaz à l’état liquide dans la section de sous-refroidissement seule afin par exemple de pulvériser le gaz sous-refroidi dans le ciel de cuve par la suite. La quantité de surplus de gaz à l’état vapeur est trop importante pour qu’un sous-refroidissement du gaz à l’état liquide soit suffisamment impactant. Dans une telle situation, il est plus efficace d’évacuer le surplus de gaz hors de la cuve plutôt que de chercher à le condenser dans le ciel de cuve. Il est donc avantageux de faire circuler le surplus de gaz à l’état vapeur dans le circuit d’alimentation puis dans le circuit de traitement thermique dans le but de le reliquéfier. Le gaz à l’état liquide est donc plutôt envoyé vers la section de reliquéfaction pour reliquéfier le surplus de gaz à l’état vapeur. Cependant, pour rappel de la situation, il faut également diminuer la température de la cuve car celle-ci est trop élevée par rapport au seuil de température. Renvoyer le gaz dans la cuve directement depuis la section de reliquéfaction est donc proscrit car cela tend au contraire à augmenter ladite température de la cuve. La seule configuration adéquate à la situation est donc de faire circuler le gaz à l’état liquide provenant du deuxième échangeur de chaleur dans la ligne de jonction afin de le refroidir au sein du troisième échangeur de chaleur avant de le renvoyer dans la cuve, tout comme lorsqu’il y a un risque de givrage de par la composition du gaz. Cela entraîne préférentiellement une diminution de la température de la cuve en théorie moins efficace qu’une circulation de gaz à l’état liquide dans la section de sous-refroidissement seule, mais en pratique plus efficace par rapport à la situation du fait de la trop grande quantité de surplus de gaz à l’état vapeur dans la cuve. Alternativement, cela permet au moins de limiter grandement l’augmentation de température du gaz à l’état liquide contenu dans la cuve. En fonction du trajet effectué par l’ouvrage flottant, une limitation de l’augmentation de la température du gaz à l’état liquide peut suffire pour maintenir la cargaison sous le seuil de température une fois le trajet de l’ouvrage flottant achevé. Le seuil de température peut à ce titre être spécifiquement choisi pour prévoir une telle configuration. Si les capacités de sous-refroidissement du troisième échangeur de chaleur sont suffisantes par rapport à la quantité de surplus de gaz à l’état vapeur contenu dans la cuve, alors le gaz à l’état liquide est envoyé dans la section de sous-refroidissement seule afin de condenser ledit surplus dans la cuve. Selon une caractéristique du procédé, on peut prendre en compte la composition du gaz contenu dans la cuve à l’aide d’un analyseur de fluide. L’analyseur de fluide peut déterminer la quantité d’hydrocarbures lourds en parties par million contenu dans le gaz transporté. Selon une caractéristique du procédé, on peut prendre en compte la composition du gaz contenu dans la cuve à l’aide d’une documentation technique. Il s’agit d’une solution alternative à la détermination via l’analyseur de fluide. La documentation technique est fournie avec la cargaison de gaz à l’état liquide et contient une pluralité de caractéristiques relatives à celle-ci, telle que la quantité d’hydrocarbures lourds en parties par million. Selon une caractéristique du procédé, celui-ci est réitérable au cours du temps. Bien que la composition du gaz transporté ne varie pas au cours du temps, il est important de mettre en œuvre le procédé de gestion de manière régulière au cours du trajet car la température de la cuve évolue au cours du temps, et évolue d’autant plus si le système de gestion est en cours de mise en œuvre d’une configuration particulière. La comparaison entre la température mesurée de la cuve et le seuil de température doit donc être vérifiée régulièrement afin de déterminer si la configuration du système de gestion doit être changée ou si elle doit être maintenue telle quelle. D’autres caractéristiques et avantages de l’invention apparaîtront encore au travers de la description qui suit d’une part, et de plusieurs exemples de réalisation donnés à titre indicatif et non limitatif en référence aux dessins schématiques annexés d’autre part, sur lesquels : FIG. 1 est une représentation schématique d’un système de gestion de gaz selon l’invention, FIG. 2 représente une circulation du gaz au sein du système de gestion selon un premier mode de fonctionnement, FIG. 3 représente une circulation du gaz au sein du système de gestion selon un deuxième mode de fonctionnement, FIG. 4 représente une circulation du gaz au sein du système de gestion selon un troisième mode de fonctionnement, FIG. 5 est une représentation schématique du système de gestion de gaz adapté à un ouvrage flottant comprenant une pluralité de cuves, FIG. 6 est un logigramme d’un procédé de gestion de gaz mis en œuvre par le système de gestion selon l’invention, FIG. 7 est un logigramme d’une variante du procédé de gestion de gaz mis en œuvre par le système de gestion selon l’invention. La FIG. 1 est une représentation schématique d’un système de gestion 1 de gaz selon l’invention. Un tel système de gestion 1 peut par exemple être intégré à un ouvrage flottant de transport et/ou de stockage de gaz à l’état liquide. D’une manière générale, un tel ouvrage flottant comprend au moins une cuve 2 assurant le transport et/ou le stockage du gaz à l’état liquide, mais selon la configuration illustrée à la FIG. 1 , ledit ouvrage flottant comprend une unique cuve 2. Un tel ouvrage flottant comprend également au moins un appareil consommateur de gaz 3, lequel pouvant être par exemple un moteur assurant la propulsion de l’ouvrage flottant ou un générateur électrique assurant l’alimentation de l’ouvrage flottant en électricité. Le système de gestion peut alimenter un unique appareil consommateur de gaz 3, mais sur les figures 1 à 5, l’ouvrage flottant comprend un premier appareil consommateur de gaz 3a et un deuxième appareil consommateur de gaz 3b. Le premier appareil consommateur de gaz 3a peut par exemple être un moteur assurant la propulsion de l’ouvrage flottant tandis que le deuxième appareil consommateur de gaz 3b peut être un générateur électrique assurant l’alimentation de l’ouvrage flottant en électricité. La cuve 2 est configurée pour assurer étanchéité et isolation thermique vis-à-vis du gaz à l’état liquide qu’elle contient. Toutefois, au cours du temps, le gaz à l’état liquide présent dans la cuve 2 s’évapore partiellement, conduisant à une augmentation de la pression de la cuve 2. Le système de gestion 1 permet donc de prévenir une potentielle surpression au sein de la cuve 2 en évacuant le gaz à l’état vapeur de celle-ci. Pour ce faire, le système de gestion 1 comprend un circuit d’alimentation 4 s’étendant entre la cuve 2 et les appareils consommateur de gaz 3. Le circuit d’alimentation 4 comprenant au moins un dispositif de compression 5 configuré pour aspirer le gaz à l’état vapeur présent dans la cuve 2. Sur les figures 1 à 5, le système de gestion 1 comprend un premier dispositif de compression 5a et un deuxième dispositif de compression 5b, permettant d’assurer une redondance afin que les appareils consommateur de gaz 3 puissent être constamment alimentés, même en cas de panne de l’un des dispositifs de compression 5. Chacun des dispositifs de compression 5 est configuré pour élever la pression du gaz à l’état vapeur de manière à ce que ce dernier présente une pression compatible avec les besoins de l’un des appareils consommateur de gaz 3 ou des deux appareils consommateur de gaz 3. Le circuit d’alimentation 4 permet ainsi d’une part de réguler la pression de la cuve 2 et d’autre part d’alimenter en carburant les appareils consommateur de gaz 3. Le système de gestion 1 comprend également un circuit de traitement thermique 6 connectée au circuit d’alimentation 4 en aval des dispositifs de compression 5. C’est un flux de gaz à l’état vapeur qui circule dans le circuit de traitement thermique 6, ledit flux correspondant à un surplus de gaz à l’état vapeur excédentaire par rapport aux besoins en alimentation de l’un ou des appareils consommateur de gaz 3. Le circuit de traitement thermique 6 participe ainsi à un retour du surplus de gaz à l’état vapeur vers la cuve 2. L’un des objectifs du système de gestion 1 selon l’invention est de procéder à une reliquéfaction du surplus de gaz à l’état vapeur avant de le renvoyer dans la cuve 2. A ce titre, le système de gestion 1 comprend un premier échangeur de chaleur 7 configuré pour opérer un échange de chaleur entre le gaz à l’état vapeur circulant dans le circuit d’alimentation 4 et le gaz à l’état vapeur circulant dans le circuit de traitement thermique 6 afin de prérefroidir ce dernier. Mettre en œuvre un tel prérefroidissement permet par la suite de faciliter la reliquéfaction du gaz à l’état vapeur destiné à retourner dans la cuve 2. Dans certaines configurations, par exemple lorsqu’il n’y a pas de gaz à l’état vapeur circulant dans le circuit de traitement thermique 6, le gaz à l’état vapeur circulant dans le circuit d’alimentation 4 peut contourner le premier échangeur de chaleur 7 à l’aide d’une ligne de contournement 35 afin de limiter toute perte de charge du gaz à l’état vapeur. La circulation de gaz à l’état vapeur au sein de la ligne de contournement 35 est gérée par une vanne de contournement 36. Le système de gestion 1 comprend également un circuit de refroidissement 8 pouvant être opéré de différentes manières afin d’effectuer une pluralité de modes de fonctionnement qui seront décrits en détails par la suite. Le circuit de refroidissement 8 comprend un dispositif de pompage 9 configuré pour prélever le gaz à l’état liquide dans la cuve 2. A partir de ce dispositif de pompage 9, le circuit de refroidissement 8 se scinde en deux sections : une section de reliquéfaction 10 et une section de sous-refroidissement 11. Le gaz à l’état liquide provenant de la cuve 2 et pompé par le dispositif de pompage 9 peut donc circuler soit au sein de la section de reliquéfaction 10, soit au sein de la section de sous-refroidissement 11. Le circuit de refroidissement 8 comprend à ce titre un dispositif de dérivation 12 pourvu d’une première vanne de dérivation 12a disposée au niveau de la section de reliquéfaction 10 et d’une deuxième vanne de dérivation 12b disposée au niveau de la section de sous-refroidissement 11. Les vannes de dérivation sont configurées pour alterner entre une position ouverte autorisant la circulation du gaz à l’état liquide et une position fermée interdisant la circulation du gaz à l’état liquide. Le gaz à l’état liquide ne pouvant circuler à partir du dispositif de pompage 9 que vers la section de reliquéfaction 10 ou vers la section de sous-refroidissement 11, lorsque l’une des vannes de dérivation est ouverte, l’autre vanne de dérivation est nécessairement fermée. Le système de gestion 1 comprend également un deuxième échangeur de chaleur 13 configuré pour opérer un échange de chaleur entre le gaz à l’état vapeur circulant dans le circuit de traitement thermique 6 en aval du premier échangeur de chaleur 7 et le gaz à l’état liquide circulant dans la section de reliquéfaction 10. Après avoir été prérefroidi au sein du premier échangeur de chaleur 7, le gaz à l’état vapeur circulant dans le circuit de traitement thermique 6 traverse ensuite le deuxième échangeur de chaleur 13 et est au moins partiellement reliquéfié grâce à l’échange de chaleur s’effectuant avec le gaz à l’état liquide provenant de la cuve 2 et circulant dans la section de reliquéfaction 10. En cas de reliquéfaction partielle du gaz à l’état vapeur circulant dans le circuit de traitement thermique 6, le système de gestion 1 comprend un dispositif de séparation 14 agencé au niveau du circuit de traitement thermique 6 en aval du deuxième échangeur de chaleur 13. En sortie du deuxième échangeur de chaleur 13, le gaz au moins partiellement reliquéfié pénètre dans le dispositif de séparation 14 via une entrée 15. Si le gaz est dans un état diphasique en sortie du deuxième échangeur de chaleur 13, le dispositif de séparation 14 sépare une fraction liquide d’une fraction gazeuse. La fraction liquide sort du dispositif de séparation 14 via une sortie liquide 16 et poursuit sa circulation dans le circuit de traitement thermique 6 jusqu’à rejoindre la section de reliquéfaction 10 du circuit de refroidissement 8, avantageusement au niveau d’un point de jonction 17. Le dispositif de séparation 14 comprend également une sortie vapeur 18 par laquelle sort la fraction vapeur du gaz à l’état potentiellement diphasique en sortie du deuxième échangeur de chaleur 13. Le système de gestion 1 comprend donc une ligne de recirculation 19 s’étendant de la sortie vapeur 18 du dispositif de séparation 14 jusqu’au circuit d’alimentation 4 afin de faire recirculer le gaz ne s’étant pas reliquéfié vers les appareils consommateur de gaz 3 ou de nouveau au sein du circuit de traitement thermique 6. Afin d’améliorer les performances thermodynamiques du gaz, le circuit de traitement thermique 6 peut être pourvu d’un premier organe de détente 20 entre le deuxième échangeur de chaleur 13 et l’entrée 15 du dispositif de séparation 14, et d’un deuxième organe de détente 21 entre la sortie liquide 16 du dispositif de séparation 14 et le point de jonction 17. La ligne de recirculation 19 peut quant à elle être pourvue d’un troisième organe de détente 22. La fraction de gaz à l’état liquide sortant du dispositif de séparation 14 et le gaz à l’état liquide circulant dans la section de reliquéfaction 10 sortant du deuxième échangeur de chaleur 13 se rejoignent au point de jonction 17. A partir de ce dernier, le gaz à l’état liquide peut poursuivre sa circulation dans la section de reliquéfaction 10 afin de retourner vers la cuve 2. Une telle circulation est gérée par une vanne de retour 37. Du fait de l’opération de reliquéfaction se déroulant dans le deuxième échangeur de chaleur 13, le gaz à l’état liquide circulant via le point de jonction 17 est nécessairement à une température plus élevée que le gaz à l’état liquide contenu dans la cuve 2. Concernant la section de sous-refroidissement 11, le système de gestion 1 comprend un troisième échangeur de chaleur 23 configuré pour opérer un échange de chaleur entre le gaz à l’état liquide circulant dans la section de sous-refroidissement 11 et un fluide réfrigérant circulant dans une boucle réfrigérante 24 non détaillée. La boucle réfrigérante 24 est configuré pour faire circuler le fluide réfrigérant, lequel pouvant par exemple être de l’azote, tout en le traitant thermiquement de sorte à ce que ce dernier refroidisse le gaz à l’état liquide au sein du troisième échangeur de chaleur 23 malgré la basse température dudit gaz à l’état liquide. Effectuer un sous-refroidissement du gaz à l’état liquide provenant de la cuve 2 permet par la suite d’abaisser la température de la cuve 2 et du gaz à l’état liquide qui y est contenu. Respectivement en aval du point de jonction 17 et du troisième échangeur de chaleur 23, la section de reliquéfaction 10 et la section de sous-refroidissement 11 s’étendent jusqu’à se rejoindre au niveau d’un point de convergence 25 pour retourner dans la cuve 2. Afin d’optimiser le retour dans la cuve 2 en fonction du traitement thermique préalable du gaz à l’état liquide, le circuit de refroidissement 8 comprend une première terminaison 26 et une deuxième terminaison 27. La première terminaison 26 s’étend jusqu’à la cuve 2 et comprend un orifice de retour 28 avantageusement disposé au fond de la cuve 2. Renvoyer le gaz à l’état liquide au fond de la cuve 2 permet de limiter l’impact de sa température potentiellement plus élevée que celle du gaz contenu dans la cuve 2, et également d’éviter une évaporation non désirée lors de la sortie du gaz à l’état liquide hors de l’orifice de retour 28. L’orifice de retour 28 est par exemple un orifice calibré, en ce sens qu’il présente une section plus petite qu’une section de la première terminaison 26 mesurée juste avant l’orifice de retour 28. La section de l’orifice de retour 28 est comprise entre 5% et 30% de la section de la première terminaison 26. Ceci a pour effet de maintenir une pression au sein de la première terminaison 26 plus élevée que celle au fond de la cuve 2. La deuxième terminaison 27 s’étend également jusqu’à la cuve 2 et comprend un dispositif de projection 29 agencé au niveau d’un ciel 30 de la cuve 2. Le dispositif de projection 29 permet de projeter du gaz sous-refroidi dans le ciel 30 afin de recondenser le gaz à l’état vapeur qui y est présent. Une telle recondensation permet d’abaisser la pression et la température de la cuve 2. La circulation au sein de la première terminaison 26 et de la deuxième terminaison 27 est respectivement contrôlée par une première vanne de terminaison 31 et par une deuxième vanne de terminaison 32. On comprend de ce qui précède que le système de gestion permet la reliquéfaction du gaz à l’état vapeur contenu dans la cuve 2, mais également d’abaisser la température de la cuve 2 en sous-refroidissant une partie du gaz à l’état liquide qui s’y trouve et en l’y renvoyant. Une telle opération de sous-refroidissement peut toutefois être risquée en fonction de la composition du gaz à l’état liquide contenu dans la cuve 2. En effet, certains types de gaz, par exemple le gaz naturel issu des gaz de schiste, peut comprendre une quantité non négligeable d’hydrocarbures lourds, c’est-à-dire des hydrocarbures comprenant au moins six atomes de carbone. Les hydrocarbures lourds présentent une température de solidification plus élevée que les hydrocarbures plus légers. Or, le sous-refroidissement du gaz à l’état liquide abaisse grandement la température déjà très basse du gaz à l’état liquide contenu dans la cuve 2. Si ce dernier contient une quantité trop importante d’hydrocarbures, ceux-ci peuvent givrer au sein du troisième échangeur de chaleur 23 et créer un dysfonctionnement du système de gestion 1. Pour pallier cela, le système de gestion 1 selon l’invention comprend une ligne de jonction 33 s’étendant entre la section de reliquéfaction 10, avantageusement au niveau du point de jonction 17, et la section de sous-refroidissement 11. La ligne de jonction 33 permet de connecter fluidiquement le deuxième échangeur de chaleur 13 et le troisième échangeur de chaleur 23. Le contrôle de la circulation au sein de la ligne de jonction 33 est assurée par une vanne de jonction 34. Comme cela a été décrit précédemment, le gaz à l’état liquide qui circule jusqu’au point de jonction 17 de la section de reliquéfaction 10 est à une température plus élevée que le gaz à l’état liquide contenu dans la cuve 2 du fait de l’échange de chaleur opéré au sein du deuxième échangeur de chaleur 13. Si par la suite le gaz à l’état liquide circule jusqu’au troisième échangeur de chaleur 23 via la ligne de jonction 33, il est alors refroidi grâce au fluide réfrigérant de la boucle réfrigérant 24. Toutefois, comme le gaz à l’état liquide est à une température plus élevée que le gaz à l’état liquide contenu dans la cuve 2, le refroidissement opéré au sein du troisième échangeur de chaleur 23 n’abaisse pas suffisamment la température du gaz à l’état liquide pour que les hydrocarbures lourds givrent au sein du troisième échangeur de chaleur 33. La température du gaz à l’état liquide ayant traversé en série le deuxième échangeur de chaleur 13 puis le troisième échangeur de chaleur 23 est toutefois suffisamment basse pour abaisser la température de la cuve 2 lors du retour du gaz à l’état liquide. On comprend ainsi que le système de gestion 1 selon l’invention est apte à assurer l’ensemble des fonctions décrites précédemment tout en s’adaptant en fonction de la composition du gaz à l’état liquide contenu dans la cuve 2, et ce sans risque de dysfonctionnement du système de gestion 1 dû à un givrage des hydrocarbures lourds au sein du troisième échangeur de chaleur 23. Les figures 2 à 4 illustrent une circulation de fluides au sein du système de gestion selon trois modes de fonctionnement. Pour chacune de ces figures, les lignes et circuits illustrés en traits pleins correspondent à une circulation de fluide tandis que les lignes et circuits en pointillés illustrent une absence de circulation de fluide. La FIG. 2 illustre un premier mode de fonctionnement, au cours duquel une opération de reliquéfaction seule est effectuée. Dans cette situation, le gaz à l’état vapeur contenu dans le ciel 30 de la cuve 2 est aspiré par au moins l’un des dispositifs de compression 5 au sein du circuit d’alimentation 4. Le gaz à l’état vapeur traverse le premier échangeur de chaleur 7 puis est comprimé par au moins l’un des dispositifs de compression 5 à une pression compatible avec les appareils consommateur de gaz 3. Si cela s’avère nécessaire, au moins une partie du gaz à l’état vapeur est envoyé à au moins l’un des appareils consommateur de gaz 3 pour alimenter celui-ci ou ceux-ci. Le gaz à l’état vapeur représentant le surplus de gaz à l’état vapeur circule quant à lui au sein du circuit de traitement thermique 6 et traverse le premier échangeur de chaleur 7 afin d’être prérefroidi par le gaz à l’état vapeur circulant dans le circuit d’alimentation 4. En sortie du premier échangeur de chaleur 7, le gaz à l’état vapeur poursuit sa circulation dans le circuit de traitement thermique 6 jusqu’à traverser le deuxième échangeur de chaleur 13. De manière simultanée, du gaz à l’état liquide contenu dans la cuve 2 est pompé par le dispositif de pompage 9 afin de circuler dans le circuit de refroidissement 8. Afin de reliquéfier le gaz à l’état vapeur traversant le deuxième échangeur de chaleur 13, le dispositif de dérivation 12 est configuré pour envoyer le gaz à l’état liquide vers la section de reliquéfaction 10. De ce fait, la première vanne de dérivation 12a est ouverte tandis que la deuxième vanne de dérivation 12b est fermée. Le gaz à l’état liquide traverse donc également le deuxième échangeur de chaleur 13, et l’échange de chaleur générée garantit une reliquéfaction au moins partielle du gaz à l’état vapeur circulant dans le circuit de traitement thermique 6 et traversant le deuxième échangeur de chaleur 13. En sortie du deuxième échangeur de chaleur 13, le gaz au moins partiellement reliquéfié est détendu par le premier organe de détente 20 et pénètre dans le dispositif de séparation 14 via l’entrée 15. Si le gaz entré dans le dispositif de séparation 14 est à l’état diphasique, le dispositif de séparation 14 sépare la fraction liquide de la fraction vapeur. La potentielle fraction vapeur sort du dispositif de séparation 14 par la sortie vapeur 18 et circule au sein de la ligne de recirculation 19 pour rejoindre de nouveau le circuit d’alimentation 4. La fraction liquide sort quant à elle du dispositif de séparation 14 par la sortie liquide 16 et poursuit sa circulation dans le circuit de traitement thermique 6 jusqu’à rejoindre la section de reliquéfaction 10 via le point de jonction 17, au niveau duquel circule également le gaz à l’état liquide provenant de la cuve 2 et ayant participé à la reliquéfaction du gaz à l’état vapeur en traversant le deuxième échangeur de chaleur 13. Les deux flux de gaz à l’état liquide poursuivent alors leur circulation au sein de la section de reliquéfaction 10 jusqu’au point de convergence 25. Selon ce premier mode de fonctionnement, la vanne de retour 37 est ouverte tandis que la vanne de jonction 34 est fermée. Enfin, le gaz à l’état liquide circule jusqu’à la première terminaison 26 et retourne en cuve 2 grâce à l’orifice de retour 28 placé au fond de celle-ci. Selon ce premier mode de fonctionnement, le gaz à l’état liquide retourne dans la cuve 2 à une température plus élevée que le gaz à l’état liquide contenu dans la cuve 2. On comprend donc qu’il est contre-productif de le projeter dans le ciel 30 de la cuve 2, d’où le fait que le gaz à l’état liquide retourne dans la cuve 2 via la première terminaison 26. De ce fait, la première vanne de terminaison 31 est ouverte tandis que la deuxième vanne de terminaison 32 est fermée. Ce premier mode de fonctionnement permet la reliquéfaction du gaz à l’état vapeur contenu dans la cuve 2, mais entraîne toutefois une augmentation progressive de la température de celle-ci du fait de la température élevée du gaz à l’état liquide retournant dans la cuve 2. Ce premier mode de fonctionnement permet également une économie d’énergie du fait de l’inactivité de la boucle réfrigérante 24. La FIG. 3 représente un deuxième mode de fonctionnement du système de gestion 1 selon l’invention. Ce deuxième mode de fonctionnement permet de sous-refroidir une partie du gaz à l’état liquide contenu dans la cuve 2 dans le but d’abaisser la température globale de celle-ci et/ou de recondenser le gaz à l’état vapeur présent dans le ciel 30 de la cuve 2. De ce fait, le gaz à l’état vapeur peut circuler dans le circuit d’alimentation 4 mais en quantité suffisante pour uniquement alimenter les appareils consommateur de gaz 3 et ne pas faire circuler de surplus de gaz à l’état vapeur dans le circuit de traitement thermique 6. L’utilisation du premier échangeur de chaleur 7 n’étant pas nécessaire, la vanne de contournement 36 est ouverte et le gaz à l’état vapeur circulant dans le circuit d’alimentation 4 passe par la ligne de contournement 35 au lieu de traverser inutilement le premier échangeur de chaleur 7. Le gaz à l’état liquide contenu dans la cuve 2 est quant à lui en partie pompé par le dispositif de pompage 9 afin de circuler dans le circuit de refroidissement 8. Afin d’abaisser la température de la cuve 2, le dispositif de dérivation 12 est configuré pour envoyer le gaz à l’état liquide vers la section de sous-refroidissement 11. De ce fait, la première vanne de dérivation 12a est fermée tandis que la deuxième vanne de dérivation 12b est ouverte. Le gaz à l’état liquide circule alors jusqu’au troisième échangeur de chaleur 23. De manière simultanée, la boucle réfrigérante 24 est activée afin de faire circuler le fluide réfrigérant au sein du troisième échangeur de chaleur 23, assurant ainsi le sous-refroidissement du gaz à l’état liquide circulant dans la section de sous-refroidissement 11. En sortie du troisième échangeur de chaleur 23, le gaz à l’état liquide sous-refroidi poursuit sa circulation dans la section de sous-refroidissement 11 jusqu’à rejoindre le point de convergence 25. Le gaz à l’état liquide est alors renvoyé dans la cuve 2. En cas de présence de gaz à l’état vapeur trop élevée dans le ciel 30 de la cuve 2, le gaz à l’état liquide sous-refroidi circule dans la deuxième terminaison 27 et est projeté dans le ciel 30 de la cuve 2 par le dispositif de projection 29 afin de recondenser le gaz à l’état vapeur qui s’y trouve. Cependant, le gaz à l’état liquide sous-refroidi peut également retourner dans la cuve 2 via la première terminaison 26 et en étant renvoyé dans la cuve 2 en passant par l’orifice de retour 28. Une telle alternative participe également à abaisser la température de la cuve 2. En fonction de l’une ou l’autre des possibilités, l’une ou l’autre des vannes de terminaison 31, 32 est ouverte tandis que l’autre est fermée. Comme cela a été décrit précédemment, ce deuxième mode de fonctionnement ne peut pas être utilisé si le gaz contenu dans la cuve 2 présente une quantité trop élevée d’hydrocarbures lourds car ils risquent de givrer au sein du troisième échangeur de chaleur 23. Dans cette situation, le seul moyen d’abaisser la température de la cuve 2 est d’utiliser un troisième mode de fonctionnement du système de gestion illustré en FIG. 4 . Selon ce troisième mode de fonctionnement, le gaz à l’état vapeur contenu dans le ciel 30 de la cuve 2 circule au sein du circuit d’alimentation 4, traverse le premier échangeur de chaleur 7 puis est comprimé par au moins l’un des dispositifs de compression 5 à une pression compatible avec les appareils consommateur de gaz 3 pour alimenter au moins l’un d’entre eux. Le surplus de gaz à l’état vapeur circule au sein du circuit de traitement thermique 6, est prérefroidi en traversant le premier échangeur de chaleur 7 puis traverse le deuxième échangeur de chaleur 13. Le gaz à l’état liquide contenu dans la cuve 2 est quant à lui pompé par le dispositif de pompage 9 afin de circuler dans le circuit de refroidissement 8, plus particulièrement dans la section de reliquéfaction 10. Pour cela, la première vanne de dérivation 12a est ouverte tandis que la deuxième vanne de dérivation 12b est fermée. Le gaz à l’état liquide traverse donc également le deuxième échangeur de chaleur 13, et l’échange de chaleur générée garantit une reliquéfaction au moins partielle du gaz à l’état vapeur circulant dans le circuit de traitement thermique 6 et traversant le deuxième échangeur de chaleur 13. En sortie du deuxième échangeur de chaleur 13, le gaz au moins partiellement reliquéfié pénètre dans le dispositif de séparation 14 et la fraction liquide sort du dispositif de séparation 14 par la sortie liquide 16 et poursuit sa circulation dans le circuit de traitement thermique 6 jusqu’à rejoindre la section de reliquéfaction 10 via le point de jonction 17, au niveau duquel circule également le gaz à l’état liquide provenant de la cuve 2 et ayant participé à la reliquéfaction du gaz à l’état vapeur en traversant le deuxième échangeur de chaleur 13. L’objectif étant ici d’abaisser la température de la cuve 2, le gaz à l’état liquide passant par le point de jonction 17 ne peut retourner directement dans la cuve 2 tel que cela est illustré en FIG. 2 car cela augmenterait au contraire la température de la cuve 2. Dans cette configuration, la vanne de retour 37 est donc fermée tandis que la vanne de jonction 34 est ouverte afin que le gaz à l’état liquide circule dans la ligne de jonction 33 et rejoigne la section de sous-refroidissement 11 pour traverser le troisième échangeur de chaleur 23 en série du deuxième échangeur de chaleur 13. La boucle réfrigérante 24 est active afin de refroidir le gaz à l’état liquide circulant au sein du troisième échangeur de chaleur 23. Du fait de sa température plus élevée que le gaz à l’état liquide contenu dans la cuve 2, le gaz à l’état liquide circulant dans la section de sous-refroidissement 11 via la ligne de jonction 33 est refroidi au sein du troisième échangeur de chaleur 23 mais pas à une température suffisamment basse pour que les hydrocarbures givrent au sein de ce dernier. Le refroidissement est cependant suffisant pour abaisser la température de la cuve 2 par la suite. Le gaz à l’état liquide refroidi au sein du troisième échangeur de chaleur 23 poursuit ensuite sa circulation au sein de la section de sous-refroidissement 11 jusqu’à rejoindre le point de convergence 25 et retourne dans la cuve 2 via la première terminaison 26 et l’orifice de retour 28. En effet, il est contre-productif de renvoyer le gaz à l’état liquide refroidi dans la cuve 2 en le projetant via le dispositif de projection 29. Selon ce troisième mode de fonctionnement, bien que le gaz à l’état liquide soit refroidi, il ne l’est pas suffisamment pour effectuer une projection efficace dans le ciel de la cuve 30. Il y a en effet des risques d’évaporation du gaz au moment de la projection, ce qui augmente la quantité de gaz à l’état vapeur dans le ciel 30 de la cuve 2 au lieu de la diminuer. Selon ce troisième mode de fonctionnement, le gaz à l’état liquide ne peut donc retourner dans la cuve 2 que via la première terminaison 26, mais permet tout de même d’abaisser la température de la cuve 2 et ce sans risque de givrage des hydrocarbures lourds contenus dans le gaz à l’état liquide au sein du troisième échangeur de chaleur 23. La FIG. 5 représente le système de gestion 1 de gaz selon l’invention, mais cette fois adapté à un ouvrage flottant comprenant une pluralité de cuves 2 destinées à stocker ledit gaz à l’état liquide. Sur la FIG. 5 , deux cuves 2a, 2b sont représentées mais le système de gestion 1 peut être adapté pour interagir avec davantage de cuves 2. Lorsque l’ouvrage flottant comprend deux cuves 2a, 2b, au moins une portion des circuits et lignes du système de gestion 1 interagissant directement avec lesdites cuves 2a, 2b sont dédoublées afin d’assurer une gestion du gaz vis-à-vis de l’ensemble de ces dernières. Ainsi, le gaz à l’état vapeur des deux cuves 2 peut être aspiré par le dispositif de compression et circuler au sein du circuit d’alimentation 4. Le gaz à l’état liquide peut quant à lui circuler dans le circuit de refroidissement 8 en étant prélevée dans l’une et/ou l’autre des cuves 2. De ce fait, le système de gestion 1 illustré en FIG. 5 comprend un premier dispositif de pompage 9a disposé au sein d’une première cuve 2a et un deuxième dispositif de pompage 9b disposé au sein d’une deuxième cuve 2b. Le circuit de refroidissement 8 comprend également une ligne de distribution 38 apte à collecter le gaz à l’état liquide de chacune des cuves 2 et d’envoyer l’intégralité du gaz à l’état liquide collecté vers la section de reliquéfaction 10 et/ou vers la section de sous-refroidissement 11. Une fois le traitement thermique du gaz à l’état liquide effectué, celui-ci peut également être renvoyé vers l’une et/ou l’autre des cuves 2 en fonction du besoin. Le circuit de refroidissement comprend à ce titre une ligne de renvoi 39 assurant la distribution du gaz à l’état liquide provenant de la section de reliquéfaction 10 ou de la section de sous-refroidissement 11 vers l’une et/ou l’autre des cuves 2. La ligne de renvoi 39 comprend une première vanne de renvoi 40a et une deuxième vanne de renvoi 40b autorisant ou interdisant la circulation du gaz à l’état liquide vers l’une et/ou l’autre des cuves 2. Afin que le gaz à l’état liquide puisse être renvoyé au sein de chacune des cuves 2 de manière optimale, le circuit de refroidissement 8 comprend pour chacune des cuves 2 une première terminaison 26a, 26b avec une première vanne de terminaison 31a, 31b et un orifice de retour 28a, 28b, et une deuxième terminaison 27a, 27b avec une deuxième vanne de terminaison 32a, 32b et un dispositif de projection 29a, 29b. Chacun de ces éléments sont mis en œuvre pour renvoyer dans l’une et/ou l’autre des cuves 2a, 2b le gaz à l’état liquide d’une manière ou d’une autre en fonction du mode de fonctionnement actif parmi ceux décrits aux figures 2 à 4. La ligne de renvoi 39 permet de sélectionner une cuve 2 à qui renvoyer le gaz à l’état liquide, ou bien de renvoyer le gaz à l’état liquide aux deux cuves 2 en le répartissant de manière définie. A titre d’exemples, le gaz issu d’une opération de reliquéfaction seule peut être renvoyé en priorité vers la cuve 2 la plus froide, et à l’inverse, le gaz issu d’une opération de sous-refroidissement seule peut être renvoyé en priorité vers la cuve 2 la plus chaude. Les éléments structurels et fonctionnels non décrits du système de gestion 1 de la FIG. 5 étant identiques à ceux décrits précédemment, on se reportera à la description des figures 1 à 4 concernant les éléments communs à l’ensemble des figures 1 à 5. La FIG. 6 représente un logigramme d’un procédé de gestion 100 mis en œuvre par le système de gestion selon l’invention. Le procédé de gestion 100 permet de déterminer quel mode de fonctionnement doit être utilisé parmi ceux décrits aux figures 2 à 4 en fonction de conditions préalablement vérifiées. Le procédé de gestion 100 est mis en œuvre préférentiellement au cours d’un trajet de l’ouvrage flottant dont le but est de livrer une cargaison de gaz à l’état liquide, ladite cargaison étant contenue dans la cuve. Le procédé de gestion 100 débute par une étape d’initiation 101. On prend ensuite en compte une composition du gaz à l’état liquide contenu dans la cuve, plus particulièrement on vérifie si le taux d’hydrocarbures à au moins six carbones C6 est inférieur ou supérieur à un seuil d’hydrocarbures Sh, au-dessus duquel le risque de givrage est trop important pour pouvoir mettre en œuvre le deuxième mode de fonctionnement 103 illustré à la FIG. 3 , c’est-à-dire l’opération de sous-refroidissement seule. La prise en compte de cette composition est donc indispensable pour déterminer quelle configuration mettre en œuvre au sein du système de gestion. La composition du gaz à l’état liquide peut par exemple être mesurée par un analyseur de fluide pouvant être agencé dans la cuve. Un tel analyseur de fluide est apte à mesurer le taux d’hydrocarbures à au moins six carbones C6 en parties par million. Le seuil d’hydrocarbures Sh entraînant un risque de givrage peut être compris entre 80 et 150 parties par million, par exemple 100 parties par million. Selon un autre exemple, le taux d’hydrocarbures à au moins six carbones C6 peut être lu sur une documentation technique fournie lors du chargement du gaz à l’état liquide au sein de l’ouvrage flottant. Quel que soit le taux d’hydrocarbures à au moins six carbones C6 du gaz à l’état liquide, une autre étape doit être effectuée avant de déterminer quel mode de fonctionnement doit être mis en œuvre. Une température T de la cargaison de gaz à l’état liquide est mesurée et comparée à un seuil Ts de température. Le seuil Ts de température peut par exemple être une valeur fixe ou bien peut être défini par des conditions de déchargement du point de destination, c’est-à-dire le point où doit être livrée la cargaison de gaz à l’état liquide. Le seuil Ts peut donc différer en fonction de chaque point de destination et est indispensable à respecter, car en cas de dépassement du seuil Ts, l’administration du point de destination peut refuser la cargaison, entraînant une perte de temps et une perte financière. Il est donc important de vérifier régulièrement si la température T de la cargaison est inférieure au seuil Ts de température et de refroidir la cargaison si ce n’est pas le cas. Si la température T de la cargaison est inférieure au seuil Ts de température, cela signifie qu’il est permis d’augmenter la température de la cargaison. Dans ce cas, et ce peu importe la composition du gaz, le premier mode de fonctionnement 102 illustré en FIG. 2 est mis en œuvre et le gaz à l’état liquide circule uniquement dans la section de reliquéfaction. Cela permet par ailleurs d’éviter d’utiliser inutilement la boucle réfrigérante décrite précédemment et donc de faire des économies d’énergie en la laissant inactive. Si le taux d’hydrocarbures à au moins six carbones C6 est inférieur au seuil d’hydrocarbures Sh et que la température T de la cargaison est supérieure au seuil Ts de température, cela signifie que la cargaison doit être refroidie mais qu’il n’y a pas de risques de givrage d’hydrocarbures lourds dans le troisième échangeur de chaleur. Le deuxième mode de fonctionnement 103 illustré en FIG. 3 peut être mis en œuvre et le gaz à l’état liquide est mis en circulation au sein de la section de sous-refroidissement afin de refroidir la température de la cuve. Si le taux d’hydrocarbures à au moins six carbones C6 est supérieur au seuil d’hydrocarbures Sh et que la température T de la cargaison est supérieure au seuil Ts de température, la cargaison doit être refroidie mais il y a un risque de givrage des hydrocarbures lourds dans le troisième échangeur de chaleur. Dans ce cas c’est donc le troisième mode de fonctionnement 104 illustré en FIG. 4 qui doit être utilisé, au cours duquel le gaz à l’état liquide traverse le deuxième échangeur de chaleur puis le troisième échangeur de chaleur en série afin d’atteindre une température suffisamment basse pour refroidir la cargaison mais suffisamment élevée pour que les hydrocarbures lourds ne givrent pas dans le troisième échangeur de chaleur. Le procédé de gestion 100 peut être réitéré au cours du temps. Il est même indispensable de le réitérer au cours du trajet car les modes de fonctionnement influent sur la température T de la cargaison au cours du temps et il est probable que le mode de fonctionnement doive être changé à une ou plusieurs reprises au cours du temps. La prise en compte de la composition du gaz à l’état liquide n’est pas nécessairement effectuée à chaque itération, le procédé de gestion 100 pouvant le garder en mémoire après l’avoir pris en compte lors de sa première itération. La FIG. 7 représente une variante du procédé de gestion 100 permettant d’optimiser le traitement thermique de la cargaison de gaz à l’état liquide dans le cas où le taux d’hydrocarbures à au moins six carbones C6 est inférieur au seuil d’hydrocarbures Sh et où la température T de la cargaison est supérieure au seuil Ts de température. La situation ici est donc de refroidir la cargaison sans crainte de givrage au sein du troisième échangeur de chaleur Selon cette variante du procédé de gestion 100, une quantité de surplus Sbog de gaz à l’état vapeur est mesurée et comparée à une capacité de sous-refroidissement Cs du troisième échangeur de chaleur. L’objectif ici est de déterminer si une projection de gaz sous-refroidi dans le ciel de cuve est efficace par rapport à la quantité de gaz à l’état vapeur à recondenser. Si la capacité de sous-refroidissement Cs est suffisante pour traiter thermiquement le surplus Sbog de gaz à l’état vapeur du ciel de cuve, alors le deuxième mode de fonctionnement 103 est mis en œuvre pour faire circuler le gaz à l’état liquide uniquement dans la section de sous-refroidissement mettre en œuvre une projection de gaz à l’état liquide sous-refroidi et recondenser l’ensemble du surplus Sbog de gaz à l’état vapeur du ciel de cuve. Si le surplus Sbog de gaz à l’état vapeur du ciel de cuve est en quantité trop importante par rapport à la capacité de sous-refroidissement Cs du troisième échangeur de chaleur, il est plus efficace d’évacuer ledit surplus Sbog hors de la cuve en vue de le reliquéfier plutôt que de chercher à le recondenser dans le ciel de cuve par projection de gaz à l’état liquide sous-refroidi. Dans ce cas, d’une manière optimisée, il est plus judicieux de mettre en œuvre le troisième mode de fonctionnement 104 illustré en FIG. 4 plutôt que le deuxième mode de fonctionnement 103 illustré en FIG. 3 . Cela permet d’éliminer plus rapidement le surplus Sbog de gaz à l’état vapeur contenu dans le ciel de cuve. Par ailleurs cela permet également d’abaisser la température de la cuve, la température T de la cargaison étant supérieure au seuil Ts de température. La variante du procédé de gestion 100 permet donc d’optimiser davantage le traitement thermique du gaz contenu dans la cuve, qu’il soit à l’état liquide ou à l’état vapeur. Bien sûr, l’invention n’est pas limitée aux exemples qui viennent d’être décrits et de nombreux aménagements peuvent être apportés à ces exemples sans sortir du cadre de l’invention. L’invention, telle qu’elle vient d’être décrite, atteint bien le but qu’elle s’était fixée, et permet de proposer un système de gestion de gaz contenu dans une cuve, garantissant alimentation en gaz, reliquéfaction de surplus de gaz à l’état vapeur et/ou gestion de la température de la cuve, et ce de manière optimale quelle que soit la composition du gaz contenu dans la cuve. Des variantes non décrites ici pourraient être mises en œuvre sans sortir du contexte de l’invention, dès lors que, conformément à l’invention, elles comprennent un système de gestion conforme à l’invention. Système de gestion (1) d’un gaz à l’état liquide transporté et/ou stocké par un ouvrage flottant comprenant au moins une cuve (2, 2a, 2b) configurée pour contenir le gaz et au moins un appareil consommateur de gaz (3, 3a, 3b), le système de gestion (1) comprenant : au moins un circuit d’alimentation (4) en gaz de l’appareil consommateur de gaz (3, 3a, 3b), le circuit d’alimentation (4) comprenant au moins un dispositif de compression (5), au moins un circuit de traitement thermique (6) du gaz à l’état vapeur comprimé par le dispositif de compression (5), au moins un premier échangeur de chaleur (7) configuré pour opérer un échange de chaleur entre le gaz à l’état vapeur circulant dans le circuit d’alimentation (4) entre la cuve (2, 2a, 2b) et le dispositif de compression (5) et le gaz à l’état vapeur circulant dans le circuit de traitement thermique (6), au moins un circuit de refroidissement (8) comprenant au moins un dispositif de pompage (9, 9a, 9b) configuré pour prélever le gaz à l’état liquide dans la cuve (2, 2a, 2b), caractérisé en ce que le circuit de refroidissement (8) comprend une section de reliquéfaction (10), une section de sous-refroidissement (11) et un dispositif de dérivation (12) configuré pour faire circuler le gaz à l’état liquide vers la section de reliquéfaction (10) ou vers la section de sous-refroidissement (11), le système de gestion (1) comprenant : un deuxième échangeur de chaleur (13) configuré pour opérer un échange de chaleur entre le gaz à l’état vapeur circulant dans le circuit de traitement thermique (6) en aval du premier échangeur de chaleur (13) et le gaz à l’état liquide circulant dans la section de reliquéfaction (10), un troisième échangeur de chaleur (23) et une boucle réfrigérante (24), le troisième échangeur de chaleur (23) étant configuré pour opérer un échange de chaleur entre le gaz à l’état liquide circulant dans la section de sous-refroidissement (11) et un fluide réfrigérant circulant au sein de la boucle réfrigérante (24), une ligne de jonction (33) configurée pour fluidiquement connecter en série le deuxième échangeur de chaleur (13) et le troisième échangeur de chaleur (23). Système de gestion (1) selon la revendication 1, dans lequel le dispositif de dérivation (12) comprend une première vanne de dérivation (12a) disposée sur la section de reliquéfaction (10) et une deuxième vanne de dérivation (12b) disposée sur la section de sous-refroidissement (11). Système de gestion (1) selon la revendication 1 ou 2, dans lequel la ligne de jonction (33) comprend une vanne de jonction (34) configurée pour contrôler la connexion en série du troisième échangeur de chaleur (23) au deuxième échangeur de chaleur (13). Système de gestion (1) selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le circuit de refroidissement (8) comprend au moins une terminaison à laquelle sont fluidiquement connectées la section de reliquéfaction (10) et/ou la section de sous-refroidissement (11), le circuit de refroidissement (8) comprenant une première terminaison (26, 26a, 26b) comprenant un orifice de retour (28, 28a, 28b) configuré pour être disposé au niveau d’un fond de la cuve (2, 2a, 2b) et une deuxième terminaison (27, 27a, 27b) comprenant un dispositif de projection (29, 29a, 29b) configuré pour être disposé au niveau d’un ciel (30) de cuve (2, 2a, 2b). Système de gestion (1) selon l’une quelconque des revendications précédentes, comprenant un dispositif de séparation (14) disposé sur le circuit de traitement thermique (6) en aval du deuxième échangeur de chaleur (13), le circuit de traitement thermique (6) s’étendant du deuxième échangeur de chaleur (13) à une entrée (15) du dispositif de séparation (14), et d’une sortie liquide (16) du dispositif de séparation (14) à la section de reliquéfaction (10). Système de gestion (1) selon la revendication précédente, dans lequel le dispositif de séparation (14) comprend une sortie vapeur (18), le système de gestion (1) comprenant une ligne de recirculation (19) s’étendant de la sortie vapeur (18) du dispositif de séparation (14) jusqu’au circuit d’alimentation (4) entre la cuve (2, 2a, 2b) et le premier échangeur de chaleur (7). Système de gestion (1) selon l’une quelconque des revendications précédentes, configuré pour un ouvrage flottant comprenant au moins deux cuves (2, 2a, 2b), dans lequel le circuit de refroidissement (8) comprend au moins deux dispositifs de pompage (9, 9a, 9b), chaque dispositif de pompage (9, 9a, 9b) étant configuré pour prélever le gaz à l’état liquide dans l’une des cuves (2, 2a, 2b), le circuit de refroidissement (8) comprenant une ligne de distribution (38) connectant fluidiquement chacun des dispositifs de pompage (9, 9a, 9b) à la section de reliquéfaction (10) et à la section de sous-refroidissement (11). Système de gestion (1) selon la revendication précédente, configuré pour un ouvrage flottant comprenant au moins deux cuves, (2, 2a, 2b), dans lequel le circuit de refroidissement (8) comprend une ligne de renvoi (39) configurée pour renvoyer le gaz issu de la section de reliquéfaction (10) ou de la section de sous-refroidissement (11) vers l’une et/ou l’autre des cuves (2, 2a, 2b). Ouvrage flottant comprenant au moins une cuve (2, 2a, 2b) configurée pour contenir du gaz à l’état liquide, au moins un appareil consommateur de gaz (3, 3a, 3b) et un système de gestion (1) selon l’une quelconque des revendications précédentes. Procédé de gestion (100) d’un gaz à l’état liquide contenu dans au moins une cuve (2, 2a, 2b) d’un ouvrage flottant selon la revendication précédente effectuant un trajet vers un point de destination, au cours duquel : on prend en compte une composition du gaz à l’état liquide contenu dans la cuve (2, 2a, 2b), on mesure une température (T) du gaz à l’état liquide contenu dans la cuve (2, 2a, 2b) et on compare la température (T) mesurée à un seuil de température (Ts) du gaz, si le taux d’hydrocarbures à au moins six carbones (C6) est inférieur à un seuil d’hydrocarbures (Sh) et si la température (T) est inférieure au seuil de température (Ts), on fait circuler le gaz à l’état liquide uniquement dans la section de reliquéfaction (10), si le taux d’hydrocarbures à au moins six carbones (C6) est inférieur au seuil d’hydrocarbures (Sh) et si la température (T) est supérieure au seuil de température (Ts), on fait circuler le gaz à l’état liquide au moins dans la section de sous-refroidissement (11), si le taux d’hydrocarbures à au moins six carbones (C6) est supérieur au seuil d’hydrocarbures (Sh) et si la température (T) est inférieure au seuil de température (Ts), on fait circuler le gaz à l’état liquide uniquement dans la section de reliquéfaction (10), si le taux d’hydrocarbures à au moins six carbones (C6) est supérieur au seuil d’hydrocarbures (Sh) et si la température (T) est supérieure au seuil de température (Ts), on fait circuler le gaz à l’état liquide dans la section de reliquéfaction (10) et on autorise la circulation du gaz dans la ligne de jonction (33) afin de connecter fluidiquement en série le deuxième échangeur de chaleur (13) au troisième échangeur de chaleur (23). Procédé de gestion (100) selon la revendication précédente, au cours duquel : si le taux d’hydrocarbures à au moins six carbones (C6) est inférieur au seuil d’hydrocarbures (Sh) et si la température (T) est supérieure au seuil de température (Ts), on détermine un surplus (Sbog) de gaz à l’état vapeur excédentaire à un besoin en alimentation de l’appareil consommateur de gaz (3, 3a, 3b) et on compare ce surplus (Sbog) à une capacité de sous-refroidissement (Cs) du troisième échangeur de chaleur (23), si la quantité de surplus (Sbog) de gaz à l’état vapeur est inférieure à la capacité de sous-refroidissement (Cs) du troisième échangeur de chaleur (23), on fait circuler le gaz à l’état liquide uniquement dans la section de sous-refroidissement (11), si la quantité de surplus (Sbog) de gaz à l’état vapeur est supérieure à la capacité de sous-refroidissement (Cs) du troisième échangeur de chaleur, on fait circuler le gaz à l’état liquide dans la section de reliquéfaction (10) et on autorise la circulation du gaz dans la ligne de jonction (33) afin de connecter fluidiquement en série le deuxième échangeur de chaleur (13) de la section de reliquéfaction (10) au troisième échangeur de chaleur (23) de la section de sous-refroidissement (11). Procédé de gestion (100) selon la revendication 10 ou 11, au cours duquel on prend en compte la composition du gaz contenu dans la cuve à l’aide d’un analyseur de fluide. Procédé de gestion (100) selon la revendication 10 ou 11, au cours duquel on prend en compte la composition du gaz contenu dans la cuve à l’aide d’une documentation technique. Procédé de gestion (100) selon l’une quelconque des revendications 10 à 13, réitérable au cours du temps.