FR 3117572 A1 20220617 FR 2012970 A 20201210 Un procédé de mise sous gaz comporte : introduire un flux du gaz liquéfié en phase liquide (25) dans une première cuve de stockage (10A), pour provoquer un refroidissement de la première cuve et une vaporisation du gaz liquéfié en phase liquide dans la première cuve, pendant que le flux du gaz liquéfié en phase liquide (25) est introduit dans la première cuve de stockage (10A), conduire un flux de gaz liquéfié en phase vapeur (26, 126) produit par la vaporisation du gaz liquéfié en phase liquide depuis la portion haute de la première cuve jusqu’à la portion haute de la deuxième cuve de stockage (10B), et laisser sortir un flux de gaz inerte (27) d’une portion basse de la deuxième cuve (10B) de sorte que le gaz liquéfié en phase vapeur (21) remplace le gaz inerte (22) au moins dans la portion haute de la deuxième cuve de stockage (10B). Fig. 3 PROCEDES DE MISE SOUS GAZ ET D’ESSAIS GAZ DANS UNE INSTALLATION DE STOCKAGE DE GAZ LIQUEFIE L'invention se rapporte au domaine des installations de stockage de gaz liquéfié, en particulier les installations embarquées sur des structures flottantes, telles des navires méthaniers ou autres. Une installation de stockage de gaz liquéfié, en particulier pour stocker du GNL, peut être par exemple une installation de stockage terrestre, une installation de stockage posée sur un fond marin, ou une installation embarquée dans une ou structure flottante, côtière ou en eau profonde, notamment un navire méthanier, une unité flottante de stockage et de regazéification (FSRU), une unité flottante de production et de stockage déporté (FPSO) et autres. Le gaz liquéfié peut être un gaz combustible, en particulier du gaz naturel liquéfié (GNL) ou du gaz de pétrole liquéfié (GPL), ou autre. La mise en service d’une cuve de stockage de GNL après sa fabrication ou remise en service après une réparation importante implique des opérations successives connues sous le nom de : séchage, inertage, mise sous gaz (en anglais gassing-up), refroidissement (en anglais cool-down) puis chargement. Ces opérations sont en particulier réalisées lors des essais gaz, qui sont des essais effectués avant la mise en service ou remise en service d’un navire méthanier pour confirmer le fonctionnement correct à basse température des cuves de stockage et du système de manutention de la cargaison. Une description plus complète des essais gaz et des pratiques recommandées en la matière figure dans la publication « Guide for planning Gas Trials for LNG Vessels » in SIGTTO Information Papers (Edition 2019), ISBN 13: 978-1-85609-810-6 (9781856098106). En particulier, lors des opérations en mer, il est habituel de réaliser les essais gaz de manière synchrone dans plusieurs cuves de stockage, à savoir : - la mise sous gaz des cuves de stockage au moyen d’un flux de gaz en phase vapeur produit par vaporisation forcée dans une unité de vaporisation de GNL, - puis le refroidissement des cuves de stockage au moyen d’un flux de gaz en phase liquide. Toutes ces opérations en mer consomment du GNL préalablement chargé dans une autre cuve et génèrent du gaz d’évaporation, c’est-à-dire du gaz liquéfié en phase vapeur, qui ne peut être accumulé à bord. Des techniques classiques pour traiter ce gaz d’évaporation consistent à le reliquéfier, le consommer dans un moteur de propulsion, le brûler dans une unité de combustion, et/ou le rejeter dans l’atmosphère. Certains aspects de l’invention partent du constat que les essais gaz, en particulier les opérations de mise sous gaz et de refroidissement, produisent une quantité importante de gaz d’évaporation, qu’il serait souhaitable de réduire pour faciliter son traitement, économiser du gaz liquéfié, et/ou réduire les émissions de gaz dans l’atmosphère. Une idée à la base de l’invention consiste à exploiter le gaz d’évaporation produit lors du refroidissement d’une cuve pour effectuer la mise sous gaz d’une autre cuve, en particulier lors d’un essai gaz impliquant plusieurs cuves dans une installation de stockage de gaz liquéfié. Pour cela l’invention propose un procédé de mise sous gaz destiné à mettre sous gaz une cuve de stockage dans une installation de stockage de gaz liquéfié, l’installation de stockage de gaz liquéfié étant de préférence embarquée sur une structure flottante, le procédé comportant : placer une installation de stockage de gaz liquéfié dans un état préparatoire, l’installation de stockage de gaz liquéfié comportant une pluralité de cuves de stockage et au moins un collecteur relié parallèlement à une portion haute de chacune desdites cuves de stockage, une première desdites cuves de stockage dans l’état préparatoire étant remplie d’un gaz liquéfié en phase vapeur, le gaz liquéfié en phase vapeur dans la première cuve étant à une température supérieure à une température d’équilibre liquide-vapeur dudit gaz liquéfié, une deuxième desdites cuves de stockage dans l’état préparatoire étant remplie d’un gaz inerte, introduire un flux du gaz liquéfié en phase liquide dans la première cuve, pour provoquer un refroidissement de la première cuve et une vaporisation partielle ou totale du gaz liquéfié en phase liquide dans la première cuve, pendant que le flux du gaz liquéfié en phase liquide est introduit dans la première cuve, conduire un flux de gaz liquéfié en phase vapeur produit par la vaporisation du gaz liquéfié en phase liquide depuis la portion haute de la première cuve de stockage jusqu’à la portion haute de la deuxième cuve de stockage à travers ledit au moins un collecteur relié à la portion haute de chacune desdites cuves de stockage, ledit gaz liquéfié en phase vapeur état moins dense que le gaz inerte, laisser sortir un flux de gaz inerte d’une portion basse de la deuxième cuve de stockage sous la pression dudit flux de gaz liquéfié en phase vapeur de sorte que le gaz liquéfié en phase vapeur remplace le gaz inerte au moins dans la portion haute de la deuxième cuve de stockage. Grâce à ces caractéristiques, il est possible de réaliser la mise sous gaz et le refroidissement de plusieurs cuves de stockage d’une manière séquentielle ou partiellement séquentielle, pour produire moins de gaz d’évaporation que dans la procédure conventionnelle synchrone. Selon des modes de réalisation avantageux, un tel procédé peut présenter une ou plusieurs des caractéristiques suivantes. La liaison permettant de conduire le flux de gaz liquéfié en phase vapeur depuis la première cuve de stockage jusqu’à la deuxième cuve de stockage peut être réalisée de différentes manières. Selon un mode de réalisation, ledit au moins un collecteur comporte un collecteur de maintenance, le collecteur de maintenance étant relié parallèlement à la portion haute de chacune desdites cuves de stockage par l’intermédiaire d’une première vanne d’isolement respective, le flux de gaz liquéfié en phase vapeur étant conduit depuis la portion haute de la première cuve jusqu’au collecteur de maintenance à travers la première vanne d’isolement associée à la première cuve et/ou depuis le collecteur de maintenance jusqu’à la portion haute de la deuxième cuve à travers la première vanne d’isolement associée à la deuxième cuve. De préférence, ce collecteur de maintenance n’est pas calorifugé. En particulier, il peut s’agir d’un collecteur relié à une unité de production de gaz inerte et habituellement utilisé lors de l’inertage des cuves. Selon un mode de réalisation, ledit au moins un collecteur comporte aussi un collecteur de vapeur, le collecteur de vapeur étant calorifugé, le collecteur de vapeur étant relié parallèlement à la portion haute de chacune desdites cuves de stockage par l’intermédiaire d’une deuxième vanne d’isolement respective, le collecteur de vapeur étant relié en série avec le collecteur de maintenance, le flux de gaz liquéfié en phase vapeur étant conduit successivement à travers la première vanne d’isolement associée à la première cuve, le collecteur de maintenance, le collecteur de vapeur et la deuxième vanne d’isolement associée à la deuxième cuve ou successivement à travers la deuxième vanne d’isolement associée à la première cuve, le collecteur de vapeur, le collecteur de maintenance et la première vanne d’isolement associée à la deuxième cuve. L’écoulement du gaz liquéfié en phase vapeur depuis la première cuve de stockage jusqu’à la deuxième cuve de stockage peut être réalisée de différentes manières. Selon un mode de réalisation, le flux de gaz liquéfié en phase vapeur s’écoule depuis la portion haute de la première cuve de stockage jusqu’à la portion haute de la deuxième cuve de stockage par convection naturelle. Grâce à ces caractéristiques, l’écoulement est réalisé passivement sans dépense énergétique supplémentaire. Selon un mode de réalisation, l’installation de stockage de gaz liquéfié comporte en outre un dispositif réchauffeur de gaz présentant une entrée reliée à l’un parmi le collecteur de maintenance et le collecteur de vapeur et une sortie reliée à l’autre parmi le collecteur de maintenance et le collecteur de vapeur, le flux de gaz liquéfié en phase vapeur étant conduit en outre à travers le dispositif réchauffeur de gaz pour être réchauffé avant l’atteindre la portion haute de la deuxième cuve. Grâce à ces caractéristiques, il est possible de récupérer du gaz d’évaporation relativement froid, notamment le gaz d’évaporation obtenu dans la première cuve lorsque l’opération de refroidissement de la première cuve est dans un état avancé. Selon un mode de réalisation, l’installation de stockage de gaz liquéfié comporte en outre un dispositif réchauffeur de gaz présentant une entrée reliée à l’un parmi le collecteur de maintenance et le collecteur de vapeur et une sortie reliée à l’autre parmi le collecteur de maintenance et le collecteur de vapeur, et, pendant une première période d’écoulement, le flux de gaz liquéfié en phase vapeur s’écoule depuis la portion haute de la première cuve de stockage jusqu’à la portion haute de la deuxième cuve de stockage par convection naturelle, et pendant une deuxième période d’écoulement, le flux de gaz liquéfié en phase vapeur est conduit en outre à travers le dispositif réchauffeur de gaz pour être réchauffé avant l’atteindre la portion haute de la deuxième cuve. Selon un mode de réalisation, le procédé comporte en outre les étapes de : surveiller une température du gaz liquéfié en phase vapeur sortant de la première cuve pendant la première période d’écoulement, et commuter le flux de gaz liquéfié en phase vapeur vers le dispositif réchauffeur lorsque la température du gaz liquéfié en phase vapeur satisfait un critère prédéterminé. Grâce à ces caractéristiques, un écoulement naturel peut être réalisé au début de l’opération de refroidissement de la première cuve jusqu’à ce qu’un critère prédéterminé soit atteint, par exemple un seuil de température en-deçà duquel le gaz liquéfié en phase vapeur devient trop dense pour réaliser l’opération de mise sous gaz. L’écoulent est alors commuté vers le réchauffeur pour poursuivre l’opération de mise sous gaz de la deuxième cuve de stockage. Le flux du gaz liquéfié en phase liquide peut être produit de plusieurs manières, par exemple à l’extérieur ou à l’intérieur de l’installation de stockage de gaz liquéfié. Selon des modes de réalisation, le flux du gaz liquéfié en phase liquide est conduit depuis un terminal terrestre ou depuis un navire avitailleur auquel l’installation de stockage de gaz liquéfié est reliée. Selon un mode de réalisation, l’installation de stockage de gaz liquéfié comporte une troisième cuve de stockage et un collecteur de pulvérisation relié parallèlement à chacune desdites cuves de stockage, la troisième cuve de stockage dans l’état préparatoire étant partiellement ou complètement remplie du gaz liquéfié en phase liquide, et le flux du gaz liquéfié en phase liquide est pompé dans la troisième cuve et conduit à la première cuve par le collecteur de pulvérisation. Selon un mode de réalisation, le flux du gaz liquéfié en phase liquide est pulvérisé dans la première cuve de stockage par un dispositif de pulvérisation. Le gaz inerte peut être évacué de différentes manières. Selon un mode de réalisation, l’installation de stockage de gaz liquéfié comporte un collecteur de liquide relié parallèlement à une portion basse de chacune desdites cuves de stockage et un mât de dégazage relié au collecteur de liquide, et le flux de gaz inerte sortant de la deuxième cuve est conduit à travers le collecteur de liquide jusqu’au mât de dégazage. Selon un mode de réalisation, l’invention fournit également un procédé pour réaliser des essais gaz dans une installation de stockage de gaz liquéfié embarquée sur une structure flottante, lesdits essais gaz comportant : mettre sous gaz la deuxième cuve de stockage par le procédé précité et, après que la deuxième cuve de stockage est mise sous gaz, introduire un flux du gaz liquéfié en phase liquide dans la deuxième cuve, pour provoquer un refroidissement de la deuxième cuve de stockage. De la même manière que précédemment, la mise sous gaz d’une autre cuve de stockage peut être réalisée en même temps que l’opération de refroidissement de la deuxième cuve de stockage. Ainsi une quantité de gaz d’évaporation produite pendant l’opération de refroidissement de la deuxième cuve de stockage est à son tour exploitée, ce qui réduit la production globale de gaz d’évaporation par rapport à la procédure synchrone conventionnelle. Selon un mode de réalisation, l’invention fournit également une installation de stockage de gaz liquéfié, l’installation de stockage de gaz liquéfié étant de préférence embarquée sur une structure flottante et comportant : une pluralité de cuves de stockage, un collecteur de maintenance relié parallèlement à une portion haute de chacune desdites cuves de stockage par l’intermédiaire d’une première vanne d’isolement respective, un collecteur de vapeur relié parallèlement à la portion haute de chacune desdites cuves de stockage par l’intermédiaire d’une deuxième vanne d’isolement respective, le collecteur de vapeur étant calorifugé, un collecteur de liquide relié parallèlement à une portion basse de chacune desdites cuves de stockage, le collecteur de liquide étant calorifugé, et un mât de dégazage relié au collecteur de liquide, les premières vannes d’isolement étant commutables pour sélectivement mettre en communication le collecteur de maintenance avec la portion haute d’une première desdites cuves de stockage pour conduire un flux de gaz liquéfié en phase vapeur depuis la première cuve de stockage jusqu’au collecteur de maintenance à travers la première vanne d’isolement associée à la première cuve de stockage. Selon des modes de réalisation avantageux, une telle installation de stockage de gaz liquéfié peut présenter une ou plusieurs des caractéristiques suivantes. Selon un mode de réalisation, le collecteur de vapeur est relié en série avec le collecteur de maintenance, les deuxièmes vannes d’isolement étant commutables pour sélectivement mettre en communication le collecteur de vapeur avec la portion haute d’une deuxième desdites cuves de stockage pour conduire le flux de gaz liquéfié en phase vapeur depuis la première cuve de stockage jusqu’à la deuxième cuve de stockage successivement à travers la première vanne d’isolement associée à la première cuve de stockage, le collecteur de maintenance, le collecteur de vapeur et la deuxième vanne d’isolement associée à la deuxième cuve de stockage. Selon un mode de réalisation, l’installation de stockage de gaz liquéfié comporte en outre un collecteur de pulvérisation relié parallèlement à chacune desdites cuves de stockage, et un dispositif de pulvérisation agencé dans la portion haute de chacune desdites cuves et relié au collecteur de pulvérisation. Selon un mode de réalisation, le gaz liquéfié est du gaz naturel liquéfié. Selon un mode de réalisation, la structure flottante est un navire pour le transport d’un gaz liquéfié. Un tel navire pour le transport d’un gaz liquéfié peut comporter une double coque et des cuves de stockage disposées dans la double coque. Selon un mode de réalisation, les cuve de stockage sont réalisées avec une technique de membrane et la double coque comporte une coque interne formant la paroi porteuse des cuves de stockage. Selon un mode de réalisation, l’invention fournit aussi un système d’essai pour réaliser un essai gaz, le système comportant une installation de stockage de gaz liquéfié précitée, des canalisations isolées agencées de manière à relier le collecteur de liquide ou le collecteur de pulvérisation à un terminal terrestre et une pompe pour entrainer un flux de gaz liquéfié en phase liquide à travers les canalisations isolées depuis le terminal terrestre vers le collecteur de liquide ou le collecteur de pulvérisation. Brève description des figures L’invention sera mieux comprise, et d'autres buts, détails, caractéristiques et avantages de celle-ci apparaîtront plus clairement au cours de la description suivante de plusieurs modes de réalisation particuliers de l’invention, donnés uniquement à titre illustratif et non limitatif, en référence aux dessins annexés. La est un schéma représentant partiellement un système de stockage et de manutention de gaz liquéfié dans lequel des procédés selon l’invention peuvent être mis en œuvre. La est une vue analogue à la , illustrant le système de stockage et de manutention de gaz liquéfié dans un état précédant une opération de mise sous gaz d’une cuve. La est une vue analogue à la , illustrant le système de stockage et de manutention de gaz liquéfié dans une première phase de l’opération de mise sous gaz d’une cuve. La est un graphique illustrant l’évolution temporelle de l’état d’une cuve pendant une opération de mise sous gaz. La est une vue analogue à la , illustrant le système de stockage et de manutention de gaz liquéfié dans une deuxième phase de l’opération de mise sous gaz d’une cuve. La est une vue analogue à la , illustrant le système de stockage et de manutention de gaz liquéfié dans une troisième phase de l’opération de mise sous gaz d’une cuve. La est un chronogramme illustrant une procédure d’essai mise en œuvre dans un système de stockage et de manutention de gaz liquéfié. La est une représentation schématique écorchée d’un navire méthanier relié à un terminal de chargement/déchargement. Sur la , on a représenté schématiquement une installation de stockage de GNL susceptible d’être embarquée sur une structure flottante, par exemple sur un navire méthanier. Trois cuves de stockage 10A, 10B et 10C sont représentées à titre illustratif, mais ce nombre pourrait être plus élevé ou plus faible. Les cuves peuvent être agencées successivement dans la longueur de la coque du navire ou peuvent être agencées différemment. Les cuves de stockage ont des parois étanches et isolantes qui peuvent être fabriquées par différentes techniques, par exemple par une technique à double membrane ou autre. Un système de manutention de la cargaison qui relie toutes les cuves est partiellement représenté. Chaque cuve de stockage 10A-C comporte notamment : - une ligne de remplissage 9 reliée à un collecteur de liquide 1. - une conduite de vapeur 6 débouchant dans la partie haute de la cuve de stockage et reliée parallèlement à un collecteur de maintenance 4 par une première vanne d’isolement 11 et à un collecteur de vapeur 2 par une deuxième vanne d’isolement 12. - une ou plusieurs rampes de pulvérisation 5 débouchant dans la partie haute de la cuve de stockage et reliées à un collecteur de pulvérisation 3. - une pompe de pulvérisation 7 reliée par une ligne de pompage 8 au collecteur de pulvérisation 3. D’autres éléments non représentés peuvent être présents, par exemple une ou plusieurs pompes de déchargement dans chaque cuve de stockage. Les collecteurs précités, par exemple le collecteur de liquide 1 auquel sont reliées les lignes de remplissage 9 de toutes les cuves et le collecteur de pulvérisation 3 auquel sont reliées les rampes de pulvérisation 5 de toutes les cuves, peuvent être raccordés à d’autres circuits de fluide. Par exemple, comme esquissé par les liaisons 16 et 17, le collecteur de liquide 1 et le collecteur de pulvérisation 3 sont reliés à un circuit de transbordement pour envoyer et recevoir des fluides vers et depuis un terminal terrestre ou un autre navire. Pour limiter le nombre de conduites traversant la paroi de la cuve, une seule conduite de vapeur 6 a été prévue ici pour relier parallèlement le collecteur de maintenance 4 et le collecteur de vapeur 2 à l’espace intérieur de la cuve. En variante, deux conduites de vapeur séparées pourraient être prévues. Le collecteur de pulvérisation 3, le collecteur de liquide 1 et le collecteur de vapeur 2 sont destinés à conduire des fluides froids et sont donc de préférence calorifugés. A contrario, le collecteur de maintenance 4 n’est pas ou peu calorifugé car sa fonction habituelle est de conduire du gaz inerte depuis une unité de production de gaz inerte (non représentée) pour les opérations d’inertage des cuves et des tuyaux. Sur la , on a aussi représenté une liaison coudée 19 reliant une extrémité du collecteur de maintenance 4 au collecteur de vapeur 2, afin de former un chemin de circulation particulièrement long dont l’usage sera expliqué en référence à la . Cette liaison coudée 19 est optionnelle. Un réchauffeur de gaz 14 est relié par l’intermédiaire de vannes d’isolement au collecteur de maintenance 4, par exemple en sortie du réchauffeur de gaz 14, et au collecteur de vapeur 2, par exemple en entrée du réchauffeur de gaz 14. De même, une unité de vaporisation 15 est reliée par l’intermédiaire de vannes d’isolement au collecteur de pulvérisation 3, par exemple en entrée de l’unité de vaporisation 15, et au collecteur de vapeur 2, par exemple en sortie de l’unité de vaporisation 15. D’autres éléments non représentés peuvent être reliés aux différents collecteurs. Par exemple, le collecteur de vapeur 2 peut être relié à des équipements consommateurs de gaz en phase vapeur, comme esquissé par la liaison 18, par exemple à une unité de combustion ou un moteur de propulsion. En référence aux Figures 2 à 6, on va maintenant décrire une opération simultanée de refroidissement de la cuve 10A et de mise sous gaz de la cuve 10B. Pour cela, l’installation a été mise préalablement dans un état préparatoire, par des opérations d’inertage de la cuve 10B et de mise sous gaz de la cuve 10A. Ces opérations peuvent avoir été exécutées par toute méthode appropriée. Par convention, les traits gras sur les figures représentent des tuyaux ou circuits appropriés pour véhiculer les fluides mis en œuvre dans l’installation. Les flèches sur les figures représentent des flux de gaz ou de liquide circulant dans le tuyau situé sous la flèche, pour une flèche horizontale, ou dans le tuyau situé à gauche de la flèche, pour une flèche verticale. Dans l’état préparatoire représenté sur la , la cuve 10A est donc remplie de gaz naturel en phase vapeur 21 à température ambiante et la cuve 10B est remplie d’un gaz inerte 22 à température ambiante, par exemple du diazote ou un gaz riche en dioxyde de carbone issu d’une combustion d’huile. La représente une première phase de l’opération simultanée de refroidissement de la cuve 10A et de mise sous gaz de la cuve 10B. Un flux de GNL 25 est introduit dans la cuve 10A via le collecteur de pulvérisation 3 et pulvérisé par la rampe de pulvérisation 5 pour refroidir la cuve 10A. Le GNL se vaporise en cédant son énergie latente de vaporisation dans la cuve 10A, ce qui crée un surplus de gaz naturel en phase vapeur. Ce surplus de gaz naturel en phase vapeur doit être évacué de la cuve 10A au fur et à mesure de sa production pour éviter une augmentation de la pression dans la cuve 10A. Pour cela, un chemin de circulation est créé afin de conduire un flux de gaz naturel en phase vapeur 26 depuis la cuve 10A jusqu’à la cuve 10B pour effectuer la mise sous gaz de la cuve 10B. Comme la mise sous gaz de la cuve 10B doit être effectuée avec un gaz moins dense que le gaz inerte 22, afin de chasser le gaz inerte 22 vers le fond de la cuve 10B, il est avantageux d’utiliser, pour le flux de gaz naturel en phase vapeur 26, un chemin de circulation qui emploie une grande longueur du collecteur de maintenance 4, lequel n’est pas calorifugé et peut donc donner lieu à un certain échange de chaleur avec l’atmosphère ambiante et ainsi contribuer à réchauffer le flux de gaz naturel en phase vapeur 26 avant qu’il n’atteigne la cuve 10B. Pour cela, on a représenté avec les flèches 26 un chemin de circulation sortant de la cuve 10A vers le collecteur de maintenance 4 via la conduite de vapeur 6 et la vanne d’isolement 11, parcourant toute longueur du collecteur de maintenance 4 jusqu’à la liaison coudée 19 et se poursuivant dans le collecteur de vapeur 2 jusqu’à la conduite de vapeur 6 de la cuve 10B. Ce chemin de circulation peut être configuré à l’aide des vannes d’isolements 11 et 12 : - en fermant toutes les vannes d’isolement 11 sauf celle de la cuve 10A - en fermant toutes les vannes d’isolement 12 sauf celle de la cuve 10B. D’autres chemins de circulation peuvent être envisagés. Par exemple le chemin de circulation décrit ci-dessus pourrait être inversé pour commencer par le collecteur de vapeur 2 et finir par le collecteur de maintenance 4. Ce chemin inverse peut être configuré à l’aide des vannes d’isolements 11 et 12 : - en fermant toutes les vannes d’isolement 12 sauf celle de la cuve 10A - en fermant toutes les vannes d’isolement 11 sauf celle de la cuve 10B. Un autre chemin de circulation plus court est esquissé par la flèche 126. Dans ce cas, le chemin de circulation sort de la cuve 10A vers le collecteur de maintenance 4 via la conduite de vapeur 6 et la vanne d’isolement 11 de la cuve 10A et rentre dans la cuve 10B via la conduite de vapeur 6 et la vanne d’isolement 11 de la cuve 10B. Pendant l’opération de mise sous gaz de la cuve 10B, le flux de gaz naturel en phase vapeur 26 ou 126 chasse le gaz inerte 22 vers le fond de la cuve 10B. Pour créer un différentiel de pression qui permet un écoulement naturel du flux de gaz naturel en phase vapeur 26 ou 126 vers la cuve 10B, la pression dans la cuve 10B est maintenue à une pression plus faible que la cuve 10A en laissant sortir un flux de gaz inerte 27 par la conduite de remplissage 9, le collecteur de liquide 1et un mât de dégazage 13 relié au collecteur de liquide 1. Il s’agit de préférence du mât avant, le plus éloigné du château du navire. La pression relative dans la cuve 10B au cours de la mise sous gaz peut être par exemple environ 60 mbar (6kPa), tandis que la relative dans la cuve10A peut être par exemple comprise entre 150 mbar (15kPa) et 180 mbar (18kPa). La est un graphique illustrant une évolution de l’état thermodynamique de la cuve 10A au cours de l’opération de refroidissement. L’axe des abscisses représente le temps exprimé en heures. L’axe des ordonnées à droite représente la température de la phase gazeuse dans la cuve 10A exprimée en degrés Celsius (°C) et la courbe 41 représente l’évolution de la température de la phase gazeuse depuis la température ambiante (ici 30°C) jusqu’à environ -130°C. L’axe des ordonnées à gauche représente un débit massique de gaz d’évaporation exprimé en kg/h et la courbe 42 représente l’évolution du débit massique de gaz d’évaporation sortant de la cuve 10A, depuis un débit initialement nul au début de l’opération. L’opération de refroidissement peut durer environ 15h pour une cuve de grande capacité. Les valeurs quantitatives données sur la sont purement illustratives. Elles montrent clairement la tendance suivante : au début de l’opération de refroidissement, le gaz d’évaporation produit est relativement chaud, donc assez peu dense et sa production est initialement faible mais croit rapidement. Au bout d’une certaine durée, par exemple environ 2 heures sur la , le gaz d’évaporation atteint une température trop froide, par exemple environ -25°C sur la , de sorte que sa densité devient trop élevée pour réaliser directement la mise sous gaz de la cuve 10B. Dans le cas où cette évolution se produit, il peut être nécessaire de terminer la première phase décrite en référence à la et de débuter une deuxième phase de l’opération en faisant usage du réchauffeur de gaz 14, comme illustré sur la . Sur la , le flux de GNL 25 et le flux de gaz inerte 27 se poursuivent comme précédemment, mais le flux de gaz naturel en phase vapeur 26 est conduit par un autre chemin de circulation passant par le réchauffeur de gaz 14, dans lequel il est réchauffé jusqu’à une température appropriée pour poursuivre la mise sous gaz de la cuve 10B, par exemple environ 20°C. Le flux de gaz naturel réchauffé est désigné par les flèches 28. Dans l’exemple de la , le chemin de circulation sort de la cuve 10A par la conduite de vapeur 6 et la vanne d’isolement 12, passe par le collecteur de vapeur 2, le réchauffeur de gaz 14, le collecteur de maintenance 4, la vanne d’isolement 11 et la conduite de vapeur 6 de la cuve 10B jusqu’à la cuve 10B. La commutation du flux de gaz naturel en phase vapeur 26 vers le réchauffeur de gaz 14 pour lancer la deuxième phase peut être manuelle ou automatisée. Le critère pour terminer la première phase et lancer la deuxième phase peut être un critère de température ou de densité de la phase vapeur. La réalisation de ce critère peut être surveillée par un opérateur humain ou de manière automatisée par un système de commande. Pendant toute l’opération de refroidissement de la cuve 10A, si la quantité de gaz d’évaporation produite est excessive par rapport au rythme de progression de l’opération de mise sous gaz de la cuve 10B, l’excès de gaz naturel en phase vapeur peut être dirigé vers un équipement consommateur de gaz, par exemple via la liaison 18. Les deux phases décrites ci-dessus pour la mise sous gaz de la cuve de stockage 10B permettent d’utiliser le gaz d’évaporation qui est inévitablement produit lors de l’opération de refroidissement de la cuve de stockage 10A. L’utilisation de deux phases n’est pas obligatoire pour cela. Par exemple si la mise sous gaz de la cuve 10B est complète avant que la température du gaz d’évaporation de la cuve 10A ne soit tombée trop bas, la deuxième phase n’est pas nécessaire. Inversement, il peut être décidé de débuter la mise sous gaz de la cuve 10B non pas dès le début de l’opération de refroidissement de la cuve 10A, où la production de gaz d’évaporation est relativement faible, mais seulement après que le débit de gaz d’évaporation est devenu plus soutenu et plus froid. Dans ce cas, il peut être décidé d’utiliser directement le réchauffeur de gaz 14, auquel cas la première phase décrite ci-dessus n’a pas lieu. Un recouvrement temporel entre l’opération de refroidissement de la cuve 10A et l’opération de mise sous gaz de la cuve 10B peut donc être total ou partiel. Dans le cas où l’opération de refroidissement de la cuve 10A est complète avant que l’opération de mise sous gaz de la cuve 10B ne le soit, il est possible de terminer l’opération de mise sous gaz de la cuve 10B par toute méthode classique, comme illustré sur la . Sur la , la cuve de stockage 10A a été partiellement remplie de GNL en phase liquide après le refroidissement. Pour poursuivre la mise sous gaz de la cuve 10B, un flux de GNL 30 est pompé dans la phase liquide 23 stockée dans le fond de la cuve 10A à l’aide de la pompe de pulvérisation 7 et conduit jusqu’à l’unité de vaporisation 15, par exemple via le collecteur de pulvérisation 3. L’unité de vaporisation 15 produit ainsi un flux de gaz naturel vaporisé 29, par exemple à une température d’environ 20°C, qui est conduit jusqu’à la cuve de stockage 10B pour terminer l’opération de mise sous gaz. Les méthodes décrites ci-dessus pour réaliser simultanément l’opération de refroidissement de la cuve de stockage 10A et l’opération de mise sous gaz de la cuve de stockage 10B peuvent être employées pour améliorer une procédure d‘essais gaz dans un navire méthanier ou dans toute autre installation de stockage de GNL. Une telle procédure va être décrite maintenant en référence à la . La est un chronogramme illustrant une séquence temporelle d’opérations utilisable pour réaliser les essais gaz dans un navire méthanier comportant quatre cuves de stockage ayant des capacités similaires et agencées successivement dans la longueur du navire. On désigne par cuve A la cuve située à l’arrière du navire et par cuve D la cuve située à l’avant du navire. L’axe des abscisses représente le temps exprimé en heures. Les opérations désignées par les chiffres de référence de 101 à 118 sont : 101 : mise sous gaz de la cuve A 102 :refroidissement de la cuve A 103 :mise sous gaz de la cuve B (partiellement) 104 :remplissage partiel de la cuve A 105 : mise sous gaz de la cuve B (totalement) 106 : refroidissement de la cuve B 107 : mise en service d’une unité de combustion en écoulement libre (GCU) 108 :mise en service d’un compresseur à basse disponibilité (LDC) 109 : mise sous gaz de la cuve C (totalement) 111 : mise en service finale de l’unité de combustion 112 : transfert de phase liquide depuis la cuve A jusqu’à la cuve B (essai pompe) 113 : refroidissement de la cuve C 114 : mise sous gaz de la cuve D (totalement) 115 : transfert de phase liquide depuis la cuve B jusqu’à la cuve C 116 : refroidissement de la cuve D 117 : transfert de phase liquide depuis la cuve C jusqu’à la cuve D 118 : transfert de phase liquide depuis la cuve D jusqu’à la cuve A Les étapes 101 à 104 sont réalisées en liaison avec une source externe de GNL, à savoir un terminal terrestre ou un navire avitailleur auquel le navire méthanier est relié. Les étapes 105 à 118 peuvent être réalisées en mer, donc sans supporter le coût de location d’un terminal terrestre. Les cadres 100 de la soulignent le fait que l’opération de refroidissement d’une cuve peut être réalisée à chaque fois en recouvrement temporel partiel ou total avec l’opération de mise sous gaz de la cuve suivante, sauf le refroidissement de la dernière cuve bien sûr. Ainsi, le gaz d’évaporation généré par le refroidissement peut être utilisé pour la mise sous gaz par les méthodes décrites ci-dessus. Il en résulte une forte réduction de la quantité totale de gaz d’évaporation produite par les essais gaz conduits par cette procédure, par rapport à la procédure synchrone conventionnelle. Cette quantité de gaz d’évaporation réduite est plus facile à gérer, soit par reliquéfaction, soit par combustion, soit par retour au terminal, soit par évacuation dans l’atmosphère et entraine donc un bénéfice dans tous les cas. Ce bénéfice peut être une réduction des coûts opérationnels et/ou un bénéfice environnemental (réduction des émissions). Les essais gaz peuvent être mis en œuvre dans des cuves embarquées sur un ou plusieurs navires. Dans le cas de plusieurs navires, ceux-ci devront être reliés pour pouvoir échanger des fluides pendant la procédure d’essais gaz. Ainsi, bien qu’on ait décrit ci-dessus des opérations effectuées avec le système de manutention de cargaison d’un seul navire, on comprendra que ces opérations peuvent être également conduites dans les systèmes de manutention de cargaison de deux navires ou plus reliés l’un à l’autre. Dans ce cas, un collecteur, par exemple le collecteur de vapeur, peut être compris comme la réunion des collecteurs de vapeur des différents navires reliés entre eux. En référence à la , une vue écorchée d’un navire méthanier 70 montre une cuve étanche et isolée 71 de forme générale prismatique montée dans la double coque 72 du navire. La paroi de la cuve 71 comporte une barrière étanche primaire destinée à être en contact avec le GNL contenu dans la cuve, une barrière étanche secondaire agencée entre la barrière étanche primaire et la double coque 72 du navire, et deux barrières isolante agencées respectivement entre la barrière étanche primaire et la barrière étanche secondaire et entre la barrière étanche secondaire et la double coque 72. De manière connue en soi, des canalisations de chargement/déchargement 73 disposées sur le pont supérieur du navire peuvent être raccordées, au moyen de connecteurs appropriées, à un terminal maritime ou portuaire pour transférer une cargaison de GNL depuis ou vers la cuve 71. La représente un exemple de terminal maritime comportant un poste de chargement et de déchargement 75, une conduite sous-marine 76 et une installation à terre 77. Le poste de chargement et de déchargement 75 est une installation fixe off-shore comportant un bras mobile 74 et une tour 78 qui supporte le bras mobile 74. Le bras mobile 74 porte un faisceau de tuyaux flexibles isolés 79 pouvant se connecter aux canalisations de chargement/déchargement 73. Le bras mobile 74 orientable s'adapte à tous les gabarits de méthaniers. Une conduite de liaison non représentée s'étend à l'intérieur de la tour 78. Le poste de chargement et de déchargement 75 permet le chargement et le déchargement du méthanier 70 depuis ou vers l'installation à terre 77. Celle-ci comporte des cuves de stockage de gaz liquéfié 80 et des conduites de liaison 81 reliées par la conduite sous-marine 76 au poste de chargement ou de déchargement 75. La conduite sous-marine 76 permet le transfert du gaz liquéfié entre le poste de chargement ou de déchargement 75 et l'installation à terre 77 sur une grande distance, par exemple 5 km, ce qui permet de garder le navire méthanier 70 à grande distance de la côte pendant les opérations de chargement et de déchargement. Pour engendrer la pression nécessaire au transfert du gaz liquéfié, on met en œuvre des pompes embarquées dans le navire 70 et/ou des pompes équipant l'installation à terre 77 et/ou des pompes équipant le poste de chargement et de déchargement 75. Bien que l'invention ait été décrite en liaison avec plusieurs modes de réalisation particuliers, il est bien évident qu'elle n'y est nullement limitée et qu'elle comprend tous les équivalents techniques des moyens décrits ainsi que leurs combinaisons si celles-ci entrent dans le cadre de l'invention. L’usage du verbe « comporter », « comprendre » ou « inclure » et de ses formes conjuguées n’exclut pas la présence d’autres éléments ou d’autres étapes que ceux énoncés dans une revendication. Dans les revendications, tout signe de référence entre parenthèses ne saurait être interprété comme une limitation de la revendication. Procédé de mise sous gaz destiné à mettre sous gaz une cuve de stockage dans une installation de stockage de gaz liquéfié embarquée sur une structure flottante, le procédé comportant : placer une installation de stockage de gaz liquéfié dans un état préparatoire, l’installation de stockage de gaz liquéfié comportant une pluralité de cuves de stockage (10A-10C) et au moins un collecteur (4, 2) relié parallèlement à une portion haute de chacune desdites cuves de stockage, une première (10A) desdites cuves de stockage dans l’état préparatoire étant remplie d’un gaz liquéfié en phase vapeur (21), le gaz liquéfié en phase vapeur dans la première cuve étant à une température supérieure à une température d’équilibre liquide-vapeur dudit gaz liquéfié, une deuxième (10B) desdites cuves de stockage dans l’état préparatoire étant remplie d’un gaz inerte (22), introduire un flux du gaz liquéfié en phase liquide (25) dans la première cuve de stockage (10A), pour provoquer un refroidissement de la première cuve et une vaporisation partielle ou totale du gaz liquéfié en phase liquide dans la première cuve, pendant que le flux du gaz liquéfié en phase liquide (25) est introduit dans la première cuve de stockage (10A), conduire un flux de gaz liquéfié en phase vapeur (26, 126) produit par la vaporisation du gaz liquéfié en phase liquide depuis la portion haute de la première cuve jusqu’à la portion haute de la deuxième cuve de stockage (10B) à travers ledit au moins un collecteur (4, 2) relié à la portion haute de chacune desdites cuves de stockage, ledit gaz liquéfié en phase vapeur (21) état moins dense que le gaz inerte (22), laisser sortir un flux de gaz inerte (27) d’une portion basse de la deuxième cuve (10B) sous la pression dudit flux de gaz liquéfié en phase vapeur de sorte que le gaz liquéfié en phase vapeur (21) remplace le gaz inerte (22) au moins dans la portion haute de la deuxième cuve de stockage (10B). Procédé selon la revendication 1, dans lequel ledit au moins un collecteur comporte un collecteur de maintenance (4), le collecteur de maintenance étant relié parallèlement à la portion haute de chacune desdites cuves de stockage par l’intermédiaire d’une première vanne d’isolement (11) respective, le flux de gaz liquéfié en phase vapeur (26, 126) étant conduit depuis la portion haute de la première cuve de stockage jusqu’au collecteur de maintenance (4) à travers la première vanne d’isolement (11) associée à la première cuve de stockage (10A) et/ou depuis le collecteur de maintenance (4) jusqu’à la portion haute de la deuxième cuve de stockage (10B) à travers la première vanne d’isolement (11) associée à la deuxième cuve de stockage. Procédé selon la revendication 2, dans lequel ledit au moins un collecteur comporte aussi un collecteur de vapeur (2), le collecteur de vapeur étant calorifugé, le collecteur de vapeur (2) étant relié parallèlement à la portion haute de chacune desdites cuves de stockage par l’intermédiaire d’une deuxième vanne d’isolement (12) respective, le collecteur de vapeur (2) étant relié en série avec le collecteur de maintenance (4), le flux de gaz liquéfié en phase vapeur (26) étant conduit successivement à travers la première vanne d’isolement (11) associée à la première cuve de stockage (10A), le collecteur de maintenance (4), le collecteur de vapeur (2) et la deuxième vanne d’isolement (12) associée à la deuxième cuve de stockage (10B) ou successivement à travers la deuxième vanne d’isolement (12) associée à la première cuve de stockage, le collecteur de vapeur (2), le collecteur de maintenance (4) et la première vanne d’isolement (11) associée à la deuxième cuve de stockage. Procédé selon l’une des revendications 1 à 3, dans lequel le flux de gaz liquéfié en phase vapeur (26, 126) s’écoule depuis la portion haute de la première cuve de stockage (10A) jusqu’à la portion haute de la deuxième cuve de stockage (10B) par convection naturelle. Procédé selon l’une des revendications 1 à 3, dans lequel l’installation de stockage de gaz liquéfié comporte en outre un dispositif réchauffeur de gaz (14) présentant une entrée reliée à l’un parmi le collecteur de maintenance (4) et le collecteur de vapeur (2) et une sortie reliée à l’autre parmi le collecteur de maintenance (4) et le collecteur de vapeur (2), le flux de gaz liquéfié en phase vapeur (26, 28) étant conduit en outre à travers le dispositif réchauffeur de gaz pour être réchauffé avant l’atteindre la portion haute de la deuxième cuve de stockage (10B). Procédé selon l’une des revendications 1 à 3, dans lequel l’installation de stockage de gaz liquéfié comporte en outre un dispositif réchauffeur de gaz (14) présentant une entrée reliée à l’un parmi le collecteur de maintenance et le collecteur de vapeur (2) et une sortie reliée à l’autre parmi le collecteur de maintenance (4) et le collecteur de vapeur, dans lequel, pendant une première période d’écoulement, le flux de gaz liquéfié en phase vapeur (26) s’écoule depuis la portion haute de la première cuve de stockage jusqu’à la portion haute de la deuxième cuve de stockage par convection naturelle, et pendant une deuxième période d’écoulement, le flux de gaz liquéfié en phase vapeur (26, 28) est conduit en outre à travers le dispositif réchauffeur de gaz (14) pour être réchauffé avant l’atteindre la portion haute de la deuxième cuve. Procédé selon la revendication 6, comportant en outre les étapes de : surveiller une température du gaz liquéfié en phase vapeur sortant de la première cuve de stockage (10A) pendant la première période d’écoulement, et commuter le flux de gaz liquéfié en phase vapeur (26) vers le dispositif réchauffeur (14) lorsque la température du gaz liquéfié en phase vapeur satisfait un critère prédéterminé. Procédé selon l’une des revendications 1 à 7, dans lequel le flux du gaz liquéfié en phase liquide (25) est conduit depuis un terminal terrestre (77) auquel l’installation de stockage de gaz liquéfié est reliée. Procédé selon l’une des revendications 1 à 7, dans lequel le flux du gaz liquéfié en phase liquide (25) est conduit depuis un navire avitailleur auquel l’installation de stockage de gaz liquéfié est reliée. Procédé selon l’une des revendications 1 à 7, dans lequel l’installation de stockage de gaz liquéfié comporte une troisième cuve de stockage et un collecteur de pulvérisation (3) relié parallèlement à chacune desdites cuves de stockage (10A-10C), la troisième cuve de stockage dans l’état préparatoire étant partiellement ou complètement remplie du gaz liquéfié en phase liquide, et dans lequel le flux du gaz liquéfié en phase liquide (25) est pompé dans la troisième cuve et conduit à la première cuve par le collecteur de pulvérisation (3). Procédé selon l’une des revendications 1 à 10, dans lequel le flux du gaz liquéfié en phase liquide est pulvérisé dans la première cuve de stockage par un dispositif de pulvérisation (5). Procédé selon l’une des revendications 1 à 11, dans lequel l’installation de stockage de gaz liquéfié comporte un collecteur de liquide (1) relié parallèlement à une portion basse de chacune desdites cuves de stockage (10A-10C) et un mât de dégazage (13) relié au collecteur de liquide (1), et dans lequel le flux de gaz inerte (27) sortant de la deuxième cuve (10B) est conduit à travers le collecteur de liquide (1) jusqu’au mât de dégazage (13). Procédé pour réaliser des essais gaz dans une installation de stockage de gaz liquéfié embarquée sur une structure flottante, lesdits essais gaz comportant : mettre sous gaz (103, 105) la deuxième cuve de stockage par le procédé selon l’une des revendications 1 à 12 et, après que la deuxième cuve de stockage est mise sous gaz, introduire (106) un flux du gaz liquéfié en phase liquide dans la deuxième cuve, pour provoquer un refroidissement de la deuxième cuve de stockage. Installation de stockage de gaz liquéfié, l’installation de stockage de gaz liquéfié étant embarquée sur une structure flottante et comportant : une pluralité de cuves de stockage (10A-10C), un collecteur de maintenance (4) relié parallèlement à une portion haute de chacune desdites cuves de stockage par l’intermédiaire d’une première vanne d’isolement (11) respective, un collecteur de vapeur (2) relié parallèlement à la portion haute de chacune desdites cuves de stockage par l’intermédiaire d’une deuxième vanne d’isolement (12) respective, le collecteur de vapeur étant calorifugé, un collecteur de liquide (1) relié parallèlement à une portion basse de chacune desdites cuves de stockage, le collecteur de liquide étant calorifugé, et un mât de dégazage (13) relié au collecteur de liquide, les premières vannes d’isolement (11) étant commutables pour sélectivement mettre en communication le collecteur de maintenance (4) avec la portion haute d’une première (10A) desdites cuves de stockage pour conduire un flux de gaz liquéfié en phase vapeur (26) depuis la première cuve de stockage jusqu’au collecteur de maintenance (4) à travers la première vanne d’isolement (11) associée à la première cuve de stockage (10A). Installation de stockage de gaz liquéfié selon la revendication 14, dans laquelle le collecteur de vapeur (2) est relié en série avec le collecteur de maintenance (4), les deuxièmes vannes d’isolement (12) étant commutables pour sélectivement mettre en communication le collecteur de vapeur (2) avec la portion haute d’une deuxième (10B) desdites cuves de stockage pour conduire le flux de gaz liquéfié en phase vapeur (26) depuis la première cuve de stockage jusqu’à la deuxième cuve de stockage successivement à travers la première vanne d’isolement (11) associée à la première cuve de stockage, le collecteur de maintenance (4), le collecteur de vapeur (2) et la deuxième vanne d’isolement (12) associée à la deuxième cuve de stockage. Installation de stockage de gaz liquéfié selon la revendication 14 ou 15, comportant en outre un collecteur de pulvérisation (3) relié parallèlement à chacune desdites cuves de stockage, et un dispositif de pulvérisation (5) agencé dans la portion haute de chacune desdites cuves et relié au collecteur de pulvérisation (3). Installation de stockage de gaz liquéfié selon l’une quelconque des revendications 14 à 16, dans laquelle la structure flottante est un navire (70) pour le transport d’un gaz liquéfié. Système d’essai pour réaliser un essai gaz, le système comportant une installation de stockage de gaz liquéfié selon la revendication 17, des canalisations isolées (73, 79, 76, 81) agencées de manière à relier le collecteur de liquide (1) ou le collecteur de pulvérisation (3) à un terminal terrestre (77) et une pompe pour entrainer un flux de gaz liquéfié en phase liquide à travers les canalisations isolées depuis le terminal terrestre vers le collecteur de liquide (1) ou le collecteur de pulvérisation (3).