FR3042982B1 - Procede de separation des composants d’un melange gazeux a traiter comprenant du methane, de l’azote et au moins un hydrocarbure ayant au moins deux atomes de carbone - Google Patents

Procede de separation des composants d’un melange gazeux a traiter comprenant du methane, de l’azote et au moins un hydrocarbure ayant au moins deux atomes de carbone Download PDF

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Abstract

Procédé de séparation des composants d'un mélange gazeux à traiter comprenant du méthane, de l'azote et au moins un hydrocarbure ayant au moins deux atomes de carbone, ou un mélange de ces hydrocarbures, comprenant les étapes suivantes : a) Introduction du mélange gazeux à traiter dans une première colonne de distillation pour créer, en cuve de colonne, un premier courant liquide enrichi en hydrocarbure ayant au moins deux atomes de carbone et, en tête de colonne, un premier courant gazeux enrichi en méthane ; b) Introduction dudit premier courant liquide enrichi en hydrocarbure ayant au moins deux atomes de carbone issu de l'étape a) dans une deuxième colonne de distillation pour créer, en tête de cette colonne, un deuxième courant gazeux riche en méthane et, en cuve de cette colonne, un deuxième courant liquide comprenant au moins 85% molaire des hydrocarbures ayant au moins deux atomes de carbone initialement présents dans le mélange à traiter; caractérisé en ce que la teneur en azote dudit deuxième courant gazeux est au moins 1,5 fois moins élevée que la teneur en azote du premier courant gazeux et en ce que de 5% mol à 30% mol du méthane initialement présent dans le mélange gazeux à traiter est compris dans le deuxième courant gazeux.

Description

La présente invention concerne un procédé de séparation des composants d’un mélange gazeux contenant du méthane, de l’azote et des hydrocarbures plus lourds que le méthane.
La présente invention s’applique donc aux procédés de déazotation de gaz naturel avec ou sans récupération d’hélium.
Le gaz naturel est souhaitable pour une utilisation en tant que combustible destiné à être utilisé pour chauffer les bâtiments, afin de fournir de la chaleur pour des procédés industriels pour la production d'électricité, pour une utilisation comme matière première pour divers procédés de synthèse pour produire des oléfines, les polymères et similaires.
Le gaz naturel se trouve dans de nombreux domaines qui sont à distance des utilisateurs du gaz naturel. Le gaz naturel est typiquement constitué de méthane (C1), d’éthane (C2) et de composés plus lourds comme des hydrocarbures ayant au moins trois atomes de carbone, tels que le propane, le butane... (C3+). Souvent il peut être avantageux de séparer les C2 et C3+ du gaz naturel pour les commercialiser comme des co-produits séparés. En effet, leur valorisation est en générale plus importante que le gaz naturel lui-même car ils peuvent être utilisés directement pour des procédés chimiques (fabrication d’éthylène à partir d’éthane par exemple), comme carburants (C3/C4 est un carburant classique appelé GPL) ou pour bien d’autres applications.
Un autre composant souvent présent dans le gaz naturel est l'azote. La présence d'azote dans le gaz naturel peut entraîner des difficultés à respecter les spécifications pour le gaz naturel (typiquement pouvoir calorifique inférieur minimum à respecter). Ceci est d’autant plus vrai lorsque l’on retire les hydrocarbures plus lourds que le méthane (C2 et C3+) car ceux-ci ont un pouvoir calorifique inférieur plus élevé que le méthane, en les retirant on diminue donc le pouvoir calorifique inférieur qu’il faut alors éventuellement augmenter par le biais de la séparation d’azote.
Par conséquent, un effort considérable a été consacré à l'élaboration de moyens pour retirer l’azote présent dans le gaz naturel.
Les gisements de gaz naturel exploités contiennent de plus en plus d’azote. Ceci s’explique notamment par l’épuisement et la raréfaction des champs suffisamment riches pour qu’aucun traitement d’enrichissement ne soit nécessaire avant la commercialisation du gaz.
Il est fréquent que ces sources de gaz naturel contiennent également de l’hélium. Celui-ci peut être valorisé en effectuant une pré-concentration, avant traitement final et liquéfaction.
Les ressources non conventionnelles telles que les gaz de schiste, ont aussi la même problématique : pour les rendre commercialisables, il peut s’avérer nécessaire d’augmenter leur pouvoir calorifique au moyen d’un traitement qui consiste à déazoter le gaz.
La méthode la plus largement utilisée pour séparer l’azote et les hydrocarbures plus lourds que le méthane est la « séparation cryogénique ». Un procédé cryogénique de séparation de l’azote, plus spécifiquement un procédé mettant en œuvre une double colonne est décrit dans la demande de brevet US-A -4778498. Les unités de déazotation de gaz naturel traitent en général des gaz qui proviennent directement des puits à une pression élevée. Après déazotation le gaz traité doit être remis au réseau, souvent à une pression proche de sa pression d’entrée.
Lors de l’exploitation de gisements de gaz naturel, de nombreuses étapes peuvent être prévues. Une étape après le séchage et l’enlèvement des impuretés relativement classique est la séparation des liquides associés au gaz naturel (NGL). L’intérêt de cette étape peut être multiple mais souvent il s’agit de valoriser divers produits hydrocarbures dits lourds contenant au moins deux atomes de carbone (C2, C3...) qui sont généralement vendus largement plus chers que le produit gaz naturel. Si le gaz naturel contient de l’azote, on risque de retrouver un gaz naturel avec un pouvoir calorifique trop faible à cause de la faible teneur en C2, C3... résultante. Il est donc typique de devoir alors séparer l’azote de ce gaz pour le rendre commercialisable.
Une solution classique est de traiter les deux problèmes indépendamment.
Une première unité opère la séparation des NGL (appelée ultérieurement unité NGL) alors qu’une seconde unité sépare l’azote du gaz naturel (appelée ultérieurement unité NRU).
Cette solution présente l’avantage de la flexibilité en opération. Par exemple si l’unité NRU comporte un cycle de réfrigération, les machines associées ont une fiabilité limitée, et une défaillance d’un compresseur de cycle entraînera l’arrêt de la NRU mais sans entraîner l’arrêt de la NGL.
Malheureusement, cet arrêt ne pourra pas être de longue durée puisqu’il faudra alors envoyer à la torche la production (à cause de son pouvoir calorifique trop faible). En outre, ce schéma est limité en termes d’efficacité car tout le gaz est refroidi puis réchauffé dans l’unité NGL puis refroidi et réchauffé dans la NRU.
Lors d’un traitement dans une unité de séparation de NGL, une fraction importante (typiquement plus de 10%) du gaz d’alimentation est condensée. Lors de cette condensation, du méthane est condensé aves les hydrocarbures plus lourds (C2+ et/ou C3+).
Il est alors typiquement nécessaire d’utiliser une colonne appelée déméthaniseur pour rebouillir le méthane et ne pas perdre de méthane dans les produits C2+ et/ou C3+. Si de l’azote est présent, celui-ci sera en revanche très peu condensé et se retrouvera majoritairement dans la phase gaz introduite dans la colonne de déméthanisation.
Les inventeurs de la présente invention ont alors mis au pont une solution permettant de résoudre le problème soulevé ci-dessus tout en optimisant les dépenses énergétiques telles, par exemple que celles liées à la consommation électrique lors de la mise en oeuvre de tels procédés.
La présente invention a pour objet un procédé de séparation des composants d’un mélange gazeux à traiter comprenant du méthane, de l’azote et au moins un hydrocarbure ayant au moins deux atomes de carbone, ou un mélange de ces hydrocarbures, comprenant les étapes suivantes : a) Introduction du mélange gazeux à traiter dans une première colonne de distillation pour créer, en cuve de colonne, un premier courant liquide enrichi en hydrocarbure ayant au moins deux atomes de carbone et, en tête de colonne, un premier courant gazeux enrichi en méthane ; b) Introduction dudit premier courant liquide enrichi en hydrocarbure ayant au moins deux atomes de carbone issu de l’étape a) dans une deuxième colonne de distillation pour créer, en tête de cette colonne, un deuxième courant gazeux riche en méthane et, en cuve de cette colonne, un deuxième courant liquide comprenant au moins 85% molaire des hydrocarbures ayant au moins deux atomes de carbone initialement présents dans le mélange à traiter; caractérisé en ce que la teneur en azote dudit deuxième courant gazeux est au moins 1,5 fois moins élevée que la teneur en azote du premier courant gazeux et en ce que de 5% mol à 30% mol du méthane initialement présent dans le mélange gazeux à traiter est compris dans le deuxième courant gazeux.
Plus particulièrement, un objet de la présente invention concerne :
Un procédé tel que défini précédemment caractérisé en ce qu’il comporte l’étape supplémentaire : c) Introduction dudit premier courant gazeux enrichi en méthane issu de l’étape a) dans une unité de déazotation pour séparer l’azote des autres composants de ce courant gazeux.
Un procédé tel que défini précédemment caractérisé en ce que le deuxième courant gazeux issu de l’étape b) n’est pas traité par l’unité de déazotation.
Un procédé tel que défini précédemment caractérisé en ce que de 10% mol à 20% mol du méthane initialement présent dans le mélange gazeux à traiter est compris dans le premier courant liquide enrichi en hydrocarbure ayant au moins deux atomes de carbone issu de l’étape a).
Un procédé tel que défini précédemment caractérisé en ce que préalablement à l’étape a) il comprend les étapes suivantes :
Condensation au moins partielle dudit mélange gazeux à traiter afin d’obtenir un mélange diphasique;
Injection de la phase vapeur dudit mélange diphasique dans ladite première colonne de distillation;
Injection de la phase liquide dudit mélange diphasique dans ladite deuxième colonne de distillation.
Un procédé tel que défini précédemment caractérisé en ce que le courant gazeux, extrait de la première colonne de distillation à l’étape a), comprend au plus la moitié de la quantité d’hydrocarbures ayant plus de deux atomes de carbone présents dans le gaz d’alimentation.
Un procédé tel que défini précédemment caractérisé en ce que le liquide extrait de ladite première colonne de distillation lors de l’étape a) comprend au moins 90% molaire des hydrocarbures ayant au moins deux atomes de carbone et de préférence au moins 95%.
Un procédé tel que défini précédemment caractérisé en ce que ledit mélange gazeux à traiter comprend au moins 70% molaire de méthane, au moins 4% molaire d’azote et 2% molaire d’hydrocarbures ayant au moins deux atomes de carbone.
Un procédé tel que défini précédemment caractérisé en ce que, au cours de l’étape b), le courant liquide enrichi en hydrocarbure ayant au moins deux atomes de carbone issu de l’étape a) est introduit dans ladite deuxième colonne de distillation à un étage théorique en dessous de la tête de cette dite deuxième colonne.
Un procédé tel que défini précédemment caractérisé en ce que ledit courant gazeux issu de l’étape b) est extrait directement de ladite deuxième colonne de distillation à une pression supérieure à 20 Bara et comprend 95% molaire de méthane.
Ainsi le procédé objet de la présente invention permet de profiter du fait que seule l’alimentation gazeuse de la colonne de méthanisation contient de l’azote de manière substantielle.
En effet la solution proposée par comparaison avec les procédés connus de l’état de la technique est de dédoubler la colonne de déméthanisation classiquement utilisée, l’une (c'est-à-dire la première colonne de distillation) produisant un produit gaz naturel pauvre en C2+ et riche en azote, l’autre (c'est-à-dire la deuxième colonne de distillation) contenant un produit gaz naturel pauvre en C2+ et déazoté.
Le procédé de l’invention permet de séparer un gaz brut riche en C2+ et en azote (typiquement au moins 1% de C2+ et au moins 2% d’azote). Selon un mode particulier, le procédé selon l’invention comprend typiquement les étapes suivantes : • Pré-traitement du gaz brut à traiter (séparation de l’eau, du CO2, du méthanol, des hydrocarbures lourds par exemple). • Refroidissement du gaz brut à une première température subambiante (typiquement entre -30°C et -70°C) permettant d’obtenir un courant diphasique refroidi. • Séparation du courant diphasique refroidi en un premier gaz et un premier liquide. • Détente d’au moins une partie du premier liquide pour l’injecter dans une colonne de déméthanisation inférieure, ci-dessus appelée la deuxième colonne de distillation. • Détente d’au moins une partie du gaz dans une turbine et l’introduire après détente en bas d’une colonne de déméthanisation supérieure, ci-dessus appelée première colonne de distillation. • Condensation d’au moins une partie du gaz pour l’utiliser comme reflux dans la colonne de déméthanisation supérieure. • Introduction du liquide de la colonne de déméthanisation supérieure dans la colonne de déméthanisation inférieure à au moins un étage théorique en dessous de la tête de colonne. • Obtenir en tête de la colonne de déméthanisation supérieure un gaz pauvre en C2+ et riche en azote (plus riche que le gaz brut). • Obtenir en tête de la colonne de déméthanisation inférieure un gaz pauvre en C2+ et pauvre en azote (typiquement contenant au moins deux fois moins d’azote que la tête de la colonne supérieure et préférentiellement contenant moins de 5% d’azote).
Cela permet également de simplifier considérablement la chaudronnerie des colonnes de déméthanisation classiquement mises en oeuvre dans les procédés connus de l’état de la technique.
En effet, typiquement la tête de colonne est bien plus large que la cuve de colonne ce qui pose des contraintes mécaniques et donc des surcoûts. La séparation des colonnes permet de pouvoir s’affranchir de cette contrainte.
Afin d’appauvrir la tête de la colonne de déméthanisation inférieure un reflux supplémentaire est fourni.
Ce reflux doit si possible être très pauvre en azote. Plusieurs moyens sont possibles pour fournir ce reflux : • Utilisation d’un condenseur dédié, par exemple avec du méthane liquide à une pression plus basse que la tête de colonne. Ce méthane liquide peut être produit par la partie aval du procédé (NRU). • Utilisation du gaz de tête de la colonne de déméthanisation inférieure recomprimé et recondensé. L’invention sera décrite de manière plus détaillée en se référant à la figure qui illustre un exemple particulier d’une mise en oeuvre d’un procédé selon l’invention.
Sur la figure, un flux 1 de gaz naturel préalablement prétraité (ayant typiquement subi une séparation d’une partie d’au moins un des constituants suivants : de l’eau, du CO2, du méthanol, des composés soufrés, des hydrocarbures très lourds, c'est-à-dire ayant plus de six ou sept atomes de carbone (comme des C8+ par exemple)) comprenant au moins 30% molaire de méthane, au moins 0,1% molaire d’hydrocarbures plus lourds que le méthane (c'est-à-dire comprenant au moins deux atomes de carbone) et entre au moins 4% molaire et 50% molaire, voire 80% molaire d’azote est introduit dans un système 2 permettant une condensation au moins partielle dudit flux 1.
La pression de ce flux 1 est comprise entre 20 bara (bar absolu) et 100 bara (typiquement entre 30 et 70 bara) et la température est proche de la température ambiante, par exemple comprise entre 0°C et 60°C.
Le système 2 est par exemple un échangeur de chaleur. Le mélange 3 sortant de ce système 2 est dans un état diphasique (gaz et liquide). Ce mélange 3 est introduit dans un pot séparateur de phases 4.
La pression opératoire est comprise entre 20 et 100 bara, typiquement entre 30 et 70 bara. La température de ce pot est comprise entre -100°C et 0°C, typiquement entre -80°C et -20°C.
Au moins une partie 8’ de la phase gazeuse 8 issue du pot séparateur 4 est détendue au moyen d’une turbine 9. Le flux issu de la turbine 9 est introduit dans une première colonne de distillation 7 à un étage 10 situé dans la partie inférieure de ladite colonne 7.
La phase liquide 5 issue du pot séparateur 4 est détendue au travers d’une vanne 6 puis injectée, à une pression comprise entre 10 bara et 40 bara et une température par exemple comprise entre -110°C et -30°C, dans une colonne de déméthanisation 7’, ci-après aussi appelée deuxième colonne de distillation.
Cette phase liquide 5 est introduite à un étage théorique 10’ en dessous de la tête de ladite colonne 7’.
Un flux liquide 12 d’hydrocarbures plus lourds que le méthane est récupéré dans la partie la plus basse 16 (en cuve) de la colonne 7’.
Un rebouilleur 11 est placé à un niveau permettant de rebouillir le liquide de cuve de la colonne 7’ afin de réchauffer une partie du liquide de ladite colonne dans le but d’ajuster le seuil maximum de méthane contenu dans le flux 12 d’hydrocarbures lourds.
Au moins 50% (typiquement, au moins 85%) molaire des hydrocarbures lourds présents dans le mélange gazeux 1 à traiter sont récupérés dans ce flux 12. De préférence au moins 90% sont récupérés.
De préférence, le flux liquide 12 d’hydrocarbures ne contient pas plus de 1% molaire de méthane.
Un échangeur de chaleur 13 peut être mis en place afin de réchauffer la partie basse de la colonne 7’ (partie basse = en dessous de l’introduction du liquide provenant du pot 4). Cet échangeur est alimenté par le courant gazeux d’alimentation 1. Ce réchauffement améliore l’équilibre entre recherche de rendement maximal et pureté du flux en sortie de cette deuxième colonne 7’ de distillation dite de déméthanisation.
En tête 14 de la première colonne de distillation 7 (tête = sortie la plus haute de la colonne), un flux gazeux 15 enrichi en méthane, contenant typiquement moins de 0,5% molaire d’hydrocarbures ayant plus de deux atomes de carbone (contenant au plus la moitié de la quantité d’hydrocarbures lourds - ayant plus de 2 atomes de carbone - présents dans le gaz d’alimentation) est extrait. La température du courant gazeux 15 est inférieure à -80°C.
En cuve 38 de la première colonne de distillation 7, un courant liquide 39 est extrait pour être introduit dans ladite deuxième colonne de distillation 7’ à un étage 10”sensiblement au même niveau que celui 10’ où est introduit la phase liquide 5 issu du pot séparateur de phases 4.
Ce courant liquide 39 issu de la première colonne de distillation 7 est appauvri en azote (typiquement contenant moins de 10%, préférentiellement moins de 5%), tout comme la phase liquide 5 issue du pot séparateur 4.
Par gaz appauvri en azote, on entend un courant gazeux ayant une teneur en azote inférieure à la moitié de la teneur en azote du courant gazeux 1 initial à traiter et préférentiellement inférieure à un quart de cette teneur. Il en résulte que très peu d’azote est introduit dans la deuxième colonne de distillation 7’.
Par conséquent, le courant gazeux qui sera extrait de cette deuxième colonne de distillation n’aura pas à être introduit dans une unité NRU, ce qui allégera considérablement la charge de cette unité NRU qui devra traiter le courant gazeux 15 issu de la première colonne de distillation 7.
Typiquement, entre 10% et 20% du méthane initialement présent dans le courant gazeux 1 à traiter se retrouvent dans ce courant liquide 39 introduit dans la deuxième colonne de distillation 7’ et donc n’auront pas à être introduits dans une unité NRU.
Par colonne de déméthanisation il est entendu une colonne de distillation destinée à produire au moins deux courants de composition différente à partir d’un courant d’alimentation à traiter selon le procédé de la présente invention. Les au moins deux courants sont les suivants : l’un, en tête de colonne, gazeux, appauvri en hydrocarbures ayant au moins deux atomes de carbone, c'est-à-dire comprenant moins de la moitié des hydrocarbures dits lourds contenus dans le gaz d’alimentation (éthane, propane, butane...) et l’autre, en cuve de colonne, sous forme liquide, appauvri en méthane présent dans le courant d’alimentation à traiter.
Dans le tableau ci-dessous, les concentrations molaires des différents composants des courants des différentes étapes du procédé tel qu’illustré selon la figure sont indiquées.
On peut alors constater que le courant 39 est un liquide comportant en majorité du méthane et en minorité de l’éthane et du propane et ne contient quasiment pas d’azote.
Par unité de déméthanisation on entend tout système comprenant au moins une colonne de distillation pour enrichir en méthane le gaz de tête et appauvrir en méthane le liquide de cuve.
Du froid peut être récupéré en condensant un gaz enrichi en méthane sous pression. Cette condensation est réalisée grâce à un échangeur de chaleur 17 alimenté à la fois par une partie 8”du flux gazeux 8 issu du pot séparateur 4 et par le courant gazeux enrichi en méthane 15 issu de la tête 14 de la colonne de distillation 7. Il ne s’agit là que d’un exemple de mise en œuvre du procédé objet de l’invention.
Mais selon un mode particulier de l’invention, un troisième courant à condenser pourrait être introduit dans cet échangeur.
Selon encore un autre mode de réalisation de l’invention, un seul des deux courants décrits serait à condenser.
Par gaz enrichi en méthane 15 on entend, mélange gazeux contenant du méthane, de l’azote et typiquement moins de 0,5% d’hydrocarbures ayant plus de deux atomes de carbone (contenant au plus la moitié de la quantité d’hydrocarbures lourds - ayant plus de deux atomes de carbone - présents dans le gaz d’alimentation).
Le ou les flux 18 (18a et 18b) qui a (ont) été refroidi(s) dans l’échangeur 17 est (sont) détendu(s) au moyen, par exemple, d’au moins une vanne 19 (19a, 19b) puis est (sont) introduit(s) dans une partie haute (partie haute = au dessus de l’alimentation 10 sortant de la turbine 9) de la colonne 7.
Le courant gazeux 15’ est extrait en tête 14’ de la deuxième colonne de distillation 7’ à une température comprise entre -80°C et -120°C et à une pression supérieure à 10 bara (typiquement comprise entre 15 bara et 30 bara). Ce courant gazeux 15’ est introduit dans un échangeur de chaleur 17, 27 ou 2 afin d’être produit en fin de procédé en tant que gaz naturel à une pression (avant compression ultérieure éventuelle) proche de la pression opératoire de la colonne 7’ (typiquement entre 10 et 30 bara) et une température proche de la température ambiante (typiquement entre 0°C et 60°C)
Le reflux de la deuxième colonne de distillation 7’ est assuré, de la même manière que pour le reflux de la première colonne de distillation 7, par l’introduction en sa partie supérieure 41 d’au moins un flux (deux sont représentés sur la figure) 18c et 18d qui a (ont) été refroidi(s) dans l’échangeur 17 et détendu(s) au moyen, par exemple, d’au moins une vanne (19c, 19d).
Ces étapes de reflux sont nécessaires afin d’alimenter les deux colonnes 7 et 7’ en liquide froid et pauvre en C2+.
Le flux 20 qui a été réchauffé dans l’échangeur 17 contient au plus la moitié de la quantité d’hydrocarbures lourds - ayant plus de deux atomes de carbone - présents dans le gaz d’alimentation 1.
Le courant de gaz 20 réchauffé dans l’échangeur 17, à une température comprise entre -40°C et -70°C, de préférence de l’ordre de -60°C, est ensuite partiellement condensé au moyen, par exemple d’un échangeur de chaleur 21. En sortie de cet échangeur 21, il ressort un courant diphasique (gaz - liquide) 22 (comprenant de 20% à 80% molaire de gaz).
De manière alternative, il est possible de s’exonérer de l’étape précédente, c'est-à-dire du passage du courant 15, extrait de la tête de la colonne de déméthanisation 7, dans l’échangeur de chaleur 17. Il est donc possible de maintenir la température du courant 15 inférieure à -80°C (ou même en dessous de -100°C) et d’introduire ledit courant 15 directement dans l’échangeur de chaleur 21 afin d’obtenir le courant 22.
Le courant 22 est ensuite envoyé vers un système A de déazotation. Dans le système A de déazotation, le courant diphasique 22 est, après une éventuelle détente dans une vanne ou une turbine 23, introduit dans un pot séparateur de phases 25.
La phase liquide 29 issue du pot séparateur de phases 25 est, après une éventuelle détente dans au moins une vanne 42’ (sur la figure, deux vannes 42” et 42’ sont représentées), réchauffée au travers des échangeurs de chaleur 27 puis 21 et enfin 2 afin de rejoindre le flux de sortie 30 (sur la figure deux flux de sortie 30 et 30’ sont représentés car grâce aux deux détentes 42” et 42’ préalables, un courant 30’ à moyenne pression et un courant 30 à basse pression sont produits) de gaz riche en méthane produit en sortie de procédé. Par moyenne pression, il est entendu une pression comprise entre 13 bara et 18 bara, typiquement 15,5 bara. Par basse pression, il est entendu une pression comprise ente 2 bara et 7 bara, typiquement 5,7 bara.
Les flux de sortie 30, 30’ et 40 contiennent moins de 5% molaire d’azote.
La phase gazeuse 26 issue du pot séparateur 25 est partiellement condensée dans un échangeur de chaleur 27 puis détendue en sortie dudit échangeur 27 au moyen d’une turbine ou d’une vanne 28 avant d’être introduit dans une colonne de distillation 31.
La colonne de distillation 31 est une colonne dite de « stripping » de l’azote ayant pour but de séparer l’azote du liquide enrichi en méthane de sortie, encore appelée colonne de déazotation. Le liquide enrichi en méthane comprend moins de 5% molaire d’azote. Il s’agit ici d’une colonne de distillation jointe à un rebouilleur 32 mais ne disposant pas de système de condenseur associé.
En bas de colonne 31, à une température inférieure à - 100°C, de préférence à - 110°C, un courant 33 très riche en méthane sous forme liquide est extrait. Ce courant 33 contient moins de 5% molaire d’azote, préférentiellement moins de 4%. Le courant liquide 33 est ensuite mélangé avec la phase liquide 29 issue du pot séparateur de phases 25 et suit le même chemin jusqu’aux flux de sortie 30, 30’.
En tête 35 de colonne 31, un flux 36 gazeux riche en azote, à une température inférieure à -110°C, est produit. Ledit flux 36 riche en azote comporte au moins 20% molaire d’azote.
Le flux riche en azote 36 est réchauffé au travers des échangeurs successifs 27, 21, puis 2. Il peut aussi s’agir d’un seul et même échangeur selon un mode particulier de l’invention. Et selon un autre mode particulier de l’invention, plus de trois échangeurs peuvent être mis en œuvre.
Il en ressort alors un flux 37, à une température proche de la température ambiante (supérieure à -10°C typiquement et inférieure à 50°C), envoyé vers un système de déazotation B supplémentaire. Le système de déazotation B a pour but de produire un flux gazeux encore plus riche en azote que le flux 37. Ce système B peut par exemple inclure au moins un pot séparateur et une colonne de déazotation. Si la spécification de l’azote en sortie du système B est stricte (<100ppm typiquement), il peut s’avérer nécessaire d’ajouter dans le système B un compresseur de cycle, par exemple un compresseur d’azote ou de méthane, pour apporter le reflux nécessaire pour obtenir la pureté d’azote en tête de la colonne de déazotation du système B.
Une unité NRU particulière a été décrite sur cette figure, mais le procédé objet de la présente invention s’applique à tout type d’unité NRU en aval d’une unité dite NGL.
Le procédé objet de la présente invention permet de réaliser des économies en termes de consommation électrique par exemple. En effet, seule une partie du méthane inclus dans le gaz à traiter est envoyé dans une unité NRU, car l’autre partie qui se trouve dans la cuve de la première unité de distillation sous forme liquide ne contient pas d’azote si bien que l’unité NRU en aval de l’unité NGL est beaucoup moins chargée.
Par ailleurs, si l’on reprend la figure illustrant un mode de réalisation de la présente invention, on constate que le courant de sortie 40 est déjà à haute pression, si bien que l’utilisateur final n’a pas besoin d’utiliser un compresseur pour augmenter la pression de ce courant 40 (ou éventuellement a un besoin en compression très limité), seuls les courants 30 et 30’ nécessiteront une compression importante : cela représente une économie en consommation électrique de l’ordre de 10 à 30%.

Claims (8)

  1. REVENDICATIONS
    1. Procédé de séparation des composants d’un mélange gazeux (1) à traiter comprenant du méthane, de l’azote et au moins un hydrocarbure ayant au moins deux atomes de carbone, ou un mélange de ces hydrocarbures, comprenant les étapes suivantes : a) Introduction du mélange gazeux (1) à traiter dans une première colonne (7) de distillation pour créer, en cuve (38) de colonne (7), un premier courant liquide (39) enrichi en hydrocarbure ayant au moins deux atomes de carbone et, en tête (14) de colonne (7), un premier courant gazeux (15) enrichi en méthane ; b) Introduction dudit premier courant liquide (39) enrichi en hydrocarbure ayant au moins deux atomes de carbone issu de l’étape a) dans une deuxième colonne (7’) de distillation pour créer, en tête (14’) de cette colonne (7’), un deuxième courant gazeux (15’) riche en méthane et, en cuve (16) de cette colonne (7’), un deuxième courant liquide (12) comprenant au moins 85% molaire des hydrocarbures ayant au moins deux atomes de carbone initialement présents dans le mélange (1) à traiter; caractérisé en ce que : - la teneur en azote dudit deuxième courant gazeux (15’) est au moins 1,5 fois moins élevée que la teneur en azote du premier courant gazeux (15) et en ce que de 5% mol à 30% mol du méthane initialement présent dans le mélange gazeux à traiter (1) est compris dans le deuxième courant gazeux (15’); - il comporte l’étape supplémentaire : c) Introduction dudit premier courant gazeux (15) enrichi en méthane issu de l’étape a) dans une unité de déazotation (A) pour séparer l’azote des autres composants de ce courant gazeux (15) ; - le deuxième courant gazeux (15’) issu de l’étape b) n’est pas traité par l’unité de déazotation (A).
  2. 2. Procédé selon la revendication précédente caractérisé en ce que de 10% mol à 20% mol du méthane initialement présent dans le mélange gazeux à traiter (1) est compris dans le premier courant liquide enrichi (39) en hydrocarbure ayant au moins deux atomes de carbone issu de l’étape a).
  3. 3. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes caractérisé en ce que préalablement à l’étape a) il comprend les étapes suivantes : Condensation au moins partielle dudit mélange gazeux (1) à traiter afin d’obtenir un mélange diphasique (3) ; Injection de la phase vapeur (8) dudit mélange diphasique (3) dans ladite première colonne de distillation (7) ; Injection de la phase liquide (5) dudit mélange diphasique (3) dans ladite deuxième colonne de distillation (7’).
  4. 4. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes caractérisé en ce que le courant gazeux (15), extrait de la première colonne de distillation (7) à l’étape a), comprend au plus la moitié de la quantité d’hydrocarbures ayant plus de deux atomes de carbone présents dans le gaz d’alimentation (1).
  5. 5. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes caractérisé en ce que le liquide (39) extrait de ladite première colonne de distillation (7) lors de l’étape a) comprend au moins 90% molaire des hydrocarbures ayant au moins deux atomes de carbone et de préférence au moins 95%.
  6. 6. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes caractérisé en ce que ledit mélange gazeux (1) à traiter comprend au moins 70% molaire de méthane, au moins 4% molaire d’azote et 2% molaire d’hydrocarbures ayant au moins deux atomes de carbone.
  7. 7. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes caractérisé en ce que, au cours de l’étape b), le courant liquide (39) enrichi en hydrocarbure ayant au moins deux atomes de carbone issu de l’étape a) est introduit dans ladite deuxième colonne de distillation (7’) à un étage théorique (10”) en dessous de la tête (14’) de cette dite deuxième colonne (7’).
  8. 8. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes caractérisé en ce que ledit courant gazeux (15’) issu de l’étape b) est extrait directement de ladite deuxième colonne de distillation (7’) à une pression supérieure à 20 Bara et comprend 95% molaire de méthane.
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