CA2567893C - Procede pour l'ajustement du pouvoir calorifique superieur du gaz dans la chaine du gnl - Google Patents

Procede pour l'ajustement du pouvoir calorifique superieur du gaz dans la chaine du gnl Download PDF

Info

Publication number
CA2567893C
CA2567893C CA2567893A CA2567893A CA2567893C CA 2567893 C CA2567893 C CA 2567893C CA 2567893 A CA2567893 A CA 2567893A CA 2567893 A CA2567893 A CA 2567893A CA 2567893 C CA2567893 C CA 2567893C
Authority
CA
Canada
Prior art keywords
gas
ethane
natural gas
rich
methane
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CA2567893A
Other languages
English (en)
Other versions
CA2567893A1 (fr
Inventor
Denis Chretien
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
TotalEnergies SE
Original Assignee
Total SE
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Total SE filed Critical Total SE
Publication of CA2567893A1 publication Critical patent/CA2567893A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of CA2567893C publication Critical patent/CA2567893C/fr
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/08—Production of synthetic natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C1/00—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon
    • C07C1/02—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon from oxides of a carbon
    • C07C1/04—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon from oxides of a carbon from carbon monoxide with hydrogen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0042—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by liquid expansion with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F25J1/0055—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream originating from an incorporated cascade
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F25J1/0057—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream after expansion of the liquid refrigerant stream with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0214—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
    • F25J1/0215—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle
    • F25J1/0216—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle using a C3 pre-cooling cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
    • F25J1/023—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the combustion as fuels, i.e. integration with the fuel gas system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
    • F25J1/0231—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the working-up of the hydrocarbon feed, e.g. reinjection of heavier hydrocarbons into the liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0292—Refrigerant compression by cold or cryogenic suction of the refrigerant gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F25J3/0214—Liquefied natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0247—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 4 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/70—Refluxing the column with a condensed part of the feed stream, i.e. fractionator top is stripped or self-rectified
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/82—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using a reactor with combustion or catalytic reaction
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/02—Multiple feed streams, e.g. originating from different sources
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/04—Mixing or blending of fluids with the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/02—Mixing or blending of fluids to yield a certain product
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/62—Ethane or ethylene
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/62—Separating low boiling components, e.g. He, H2, N2, Air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/08—Cold compressor, i.e. suction of the gas at cryogenic temperature and generally without afterstage-cooler
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/30—Dynamic liquid or hydraulic expansion with extraction of work, e.g. single phase or two-phase turbine
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/02—Integration in an installation for exchanging heat, e.g. for waste heat recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/20—Integration in an installation for liquefying or solidifying a fluid stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/60—Integration in an installation using hydrocarbons, e.g. for fuel purposes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/12—External refrigeration with liquid vaporising loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/66—Closed external refrigeration cycle with multi component refrigerant [MCR], e.g. mixture of hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/02—Comparison of processes or apparatuses
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S585/00—Chemistry of hydrocarbon compounds
    • Y10S585/929—Special chemical considerations
    • Y10S585/943—Synthesis from methane or inorganic carbon source, e.g. coal

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

L'invention a pour objet un procédé de traitement d'un gaz naturel contenant de l'éthane, comprenant les étapes suivantes: (a) extraction d'au moins une partie de l'éthane du gaz naturel; (b) réformage d'au moins une partie de l'éthane extrait en un gaz de synthèse; (c) méthanation du gaz de synthèse en un gaz riche en méthane; et (d) mélange du gaz riche en méthane au gaz naturel. Installation pour la mise en oeuvre de ce procédé.

Description

PROCEDE POUR L'AJUSTEMENT DU POUVOIR CALORIFIQUE
SUPERIEUR DU GAZ DANS LA CHAINE DU GNL
DOMAINE TECHNIQUE
L'invention a pour objet un nouveau procédé pour l'ajustement du pouvoir calorifique supérieur du gaz dans la chaîne du GNL.
ETAT DE LA TECHNIQUE
Le gaz naturel est essentiellement utilisé comme combustible dans des brûleurs des chaudières, des turbines à gaz pour la production d'électricité ou, plus simplement, dans les cuisinières domestiques. Tous ces équipements doivent pouvoir brûler le gaz de façon sûre et fiable. Il est donc essentiel que les caractéristiques de combustion de ce gaz soient constantes pour être durablement compatibles avec les équipements des utilisateurs.
Lune des propriétés principales du gaz nécessaire à la définition des brûleurs est son Pouvoir Calorifique Supérieur (PCS). Il s'agit de la puissance thermique dégagée lors de la combustion. Il se mesure en kcal/Nm3 ou, en unité anglo-saxonne, en BIU/scf.
Lune des sources d'approvisionnement en gaz des pays consommateurs est le Gaz Naturel Liquéfié (GNL) produit à partir des gisements par des usines de liquéfaction. Celles-ci ont aujourd'hui pour principaux débouchés les pays d'Extrême-Orient, principalement le Japon, la Corée du Sud et Taiwan. Ces pays ont en commun d'utiliser des gaz dont le PCS est élevé (de l'ordre de 1150 à 1250 BTU/scf). Les Etats-Unis et le Royaume-Uni deviennent depuis quelques années des importateurs importants de GNL et on peut prévoir une forte augmentation de leur demande dans les prochaines années. Dans ces deux pays, les réseaux distribuent des gaz naturels dont le PCS est nettement plus faible que celui des pays traditionnellement importateurs. Une revue complète est proposée dans "Differing market quality specs challenge LNG producers", Y. Bramoullé, P. Morin, J. P.
Capelle (Total) Oil and Gas Journal, Il octobre 2004.
Le gaz naturel est un mélange d'hydrocarbures comprenant principalement du méthane. de l'éthane, du propane. du butane et quelques traces d'hydrocarbures plus lourds. Tous ces constituants n'ont pas le même PCS si bien que le PCS du gaz
2 dépend de sa composition. Le PCS d'un hydrocarbure est fonction de la longueur de sa chaîne de carbone; plus la chaîne est longue, plus le PCS est élevé. A
l'opposé, un gaz non combustible possède un PCS nul. Un gaz naturel aura en conséquence un PCS d'autant plus élevé que sa teneur en hydrocarbures lourds est plus importante.
Il y a ainsi deux moyens de diminuer la valeur du PCS d'un gaz: (1) l'injection d'un gaz ballast, en particulier l'azote, dont la contribution calorifique est nulle et (2) l'extraction des hydrocarbures les plus lourds qui ont la contribution calorifique la plus forte.
L'injection d'azote est couramment employée dans les terminaux de réception du GNL mais la teneur maximum en azote est limitée dans les réseaux. Il s'ensuit que pour certains gaz, l'injection d'azote est insuffisante car la teneur en azote maximum acceptable est atteinte avant que le PCS du gaz ne soit suffisamment abaissé. L'injection d'azote n'est donc pas une voie prometteuse.
L'extraction des constituants lourds a donné lieu à un certain nombre de brevets et de publications.
Le document "Select optimum extraction method for LNG regasification", S.
Huang, D. Coyle, J. Cho et C. Durr, Hydrocarbon Processing, Juillet 2004, décrit les différents procédés d'extraction de constituants lourds aux terminaux de réception de GNL.

propose un procédé d'extraction des constituants les plus lourds du GNL, y compris d'une fraction de l'éthane, aux terminaux de réception.
Le document "Cost effective design reduces C2 and C3 at LNG terminais", Oit and Gas Journal, Mai 2003 propose deux procédés pour respectivement extraire l'éthane et le propane du GNL.
Il apparaît toutefois que les spécifications des gaz aux Etats-Unis et au Royaume-Uni sont tellement basses que l'extraction de propane s'avère souvent insuffisante et que l'extraction d'une partie de l'éthane est également nécessaire. Or, si le propane est un produit commercial dont la vente est aisée et rentable, l'éthane est un produit principalement destiné à la pétrochimie pour lequel il n'existe pas nécessairement de débouché à proximité du site assurant son extraction.
L'inconvénient de tous les procédés d'extraction des composés lourds visés plus haut est de ne proposer aucune utilisation de l'éthane extrait.
La société Davy Process propose, sous licence Johnson Matthey Catalyst, un procédé de conversion chimique des hydrocarbures lourds en méthane permettant d=abaisser le PCS du gaz sans pour autant co-produire d'éthane. Ce procédé est brièvement décrit dans le bilan annuel "Gas Proeesses 2004" de la revue lydrocarbon Processing.
3 Il existe donc un besoin pour un procédé économique intégré à la chaîne de production du gaz, notamment du GNL, pour l'abaissement du PCS du gaz, ledit procédé proposant une utilisation de l'éthane extrait.
RESUME DE L'INVENTION
L'invention a pour objet un procédé de traitement d'un gaz naturel contenant de l'éthane, comprenant les étapes suivantes:
(a) extraction d'au moins une partie de l'éthane du gaz naturel;
(b) réformage d'au moins une partie de l'éthane extrait en un gaz de synthèse;
(c) méthanation du gaz de synthèse en un gaz riche en méthane; et (d) mélange du gaz riche en méthane au gaz naturel.
Selon une première variante, le procédé comprend en outre l'étape (al) de désacidification et séchage du gaz naturel avant l'étape (a); et l'étape (a) est mise en uvre sur du gaz naturel adouci et séché; et l'étape (d) de mélange est mise en uvre avant l'étape (ai).
Selon un mode de réalisation, le procédé comprend en outre une étape de réformage et méthanation sur une partie du gaz naturel avant l'étape (a).
Selon un mode de réalisation, le procédé comprend en outre l'utilisation d'une partie de l'éthane extrait en tant que gaz combustible, par exemple jusque 70%.
Selon un mode de réalisation, le procédé comprend en outre l'étape de liquéfaction du gaz.
Selon une seconde variante, l'étape (a) est mise en uvre sur du gaz naturel adouci et séché; et le procédé comprend en outre une étape de séchage du gaz riche en méthane avant l'étape (d).
Selon un mode de réalisation, dans le procédé le gaz naturel adouci et séché
est disponible sous forme liquéfiée.
Selon un mode de réalisation, dans le procédé l'étape de méthanation produit de la chaleur qui est utilisée pour vaporiser en partie le gaz sous forme liquéfié.
Le procédé selon l'invention peut comprendre l'étape de séparation des composants lourds dudit gaz en une fraction légère et une fraction de composants plus lourds contenant de l'éthane et des GPL.
Selon un mode de réalisation, le procédé comprend en outre l'étape de fractionnement des composants plus lourds en au moins un courant contenant de l'éthane et des courants de GPL.
Le procédé selon l'invention est adapté pour l'ajustement calorifique supérieur dudit gaz.
L'invention a aussi pour objet une installation pour la mise en oeuvre du procédé selon l'invention.
4 Ainsi, l'invention a encore pour objet une installation de traitement d'un gaz naturel contenant de l'éthane dans une ligne d'alimentation, comprenant les éléments suivants:
(I) une colonne d'extraction d'au moins une partie de l'éthane du gaz naturel;
(ii) un réacteur de reformage de ladite partie de l'éthane extrait en un gaz de synthèse;
(iii) un réacteur de méthanation du gaz de synthèse en un gaz riche en méthane qui est connecté audit réacteur de réformage; et (iv) un mélangeur du gaz riche en méthane au gaz naturel.
Selon une première variante, l'installation comprend en outre des unités de désacidification et séchage du gaz naturel en amont de la colonne d'extraction; le mélangeur étant situé en amont desdites unités de désacidification et séchage.
Selon un mode de réalisation, les réacteurs de reformage et méthanation sont en partie installés sur la ligne d'alimentation en gaz.
Selon un mode de réalisation, l'installation comprend des turbines de production d'énergie alimentées en partie par une partie de l'éthane extrait.
Selon un mode de réalisation, l'installation comprend en outre une unité de liquéfaction du gaz.
Selon une seconde variante, l'installation comprend une alimentation en gaz naturel adouci et séché; et un dispositif de séchage du gaz riche en méthane en amont du mélangeur.
Selon un mode de réalisation, l'alimentation est une alimentation en gaz sous forme liquéfiée.
Selon un mode de réalisation, l'installation comprend un échangeur de chaleur entre la ligne de gaz liquéfié et le réacteur de méthanation.
L'installation peut comprendre une colonne de séparation en une fraction légère et une fraction de composants plus lourds contenant de l'éthane et des GPL.
Selon un mode de réalisation, l'installation comprend en outre une unité de fractionnement des composants plus lourds en au moins un courant contenant de l'éthane et des courants de GPI,.
L'invention a également pour objet un procédé de liquéfaction de gaz naturel contenant de l'éthane, comprenant les étapes suivantes :
¨ désacidification et séchage du gaz naturel ;
- pré-refroidissement du gaz naturel désacidifié et sec ;
¨ extraction d'au moins une partie de l'éthane du gaz naturel prérefroidi pour produire une fraction riche en éthane et une fraction pauvre en éthane ;
¨ refroidissement et liquéfaction de la fraction pauvre en éthane :

¨ séparation de la fraction riche en éthane en une coupe riche en éthane, et une coupe riche en propane et une coupe riche en, butane et condensats ;
¨ réformage d'au moins une partie de la coupe riche en éthane en un gaz de synthèse ;
5 - méthanation du gaz de synthèse en un gaz riche en méthane ; et ¨ mélange du gaz riche en méthane au gaz naturel avant la désacidification et le séchage.
L'invention propose une intégration efficace dans la chaîne de GNL de la conversion chimique des hydrocarbures plus lourds que le méthane, en particulier de l'éthane, contenus dans le gaz naturel afin d'en abaisser le PCS.
L'objet de la présente invention est donc de proposer un procédé économique intégré à la chaîne du gaz, en particulier du GNL. L'intégration peut se faire aussi bien dans les usines de liquéfaction que dans les terminaux de réception. Bien que le GNL soit le champ d'application le plus favorable à l'invention, cette dernière peut aussi être utilisée avec profit dans le traitement de gaz, en particulier dans les unités d'extraction des Gaz de Pétrole Liquéfiés (GPL) où on souhaite produire un gaz plus pauvre que celui qui est produit lors de la simple extraction des GPL.
L'invention s'applique donc aussi bien aux unités de liquéfaction du gaz naturel qu'aux terminaux de réception du gaz naturel. Elle s'applique aussi aux unités d'extraction de GPL.
BREVE DESCRIPTION DES FIGURES
- La figure I présente l'intégration de la conversion de l'éthane dans une unité
de liquéfaction de gaz naturel ;
- La figure 2 présente une vue détaillée de l'unité de conversion de l'éthane ;
- La figure 3 présente l'intégration de la conversion de l'éthane dans un terminal de réception de gaz naturel ;
- La figure 4 présente un mode de réalisation de l'intégration de la conversion de l'éthane dans une usine de liquéfaction de gaz naturel ;
- La ligure 5 présente l'intégration de la conversion de l'éthane pour la production de gaz pauvres non liquéfiés à partir d'unités d'extraction de GPL
- La figure 6 présente une unité selon l'art antérieur ;
- La figure 7 présente une unité comme comparatif de l'invention ;
- La figure 8 présente un mode de réalisation de l'invention ;
- La figure 9 présente un autre mode de réalisation de l'invention.
EXPOSE DETAILLE DE MODES DE REALISATION DE L'INVENTION
La description relative aux unités de liquéfaction est donnée en référence à
la figure I. Le gaz à liquéfier contient le plus souvent des gaz acides (CO2 et I-12S) qui sont retirés du gaz dans une unité de désacidification (1). qui peuvent être basée sur
6 l'utilisation de solutions aqueuses d'amines. Le gaz est ensuite séché en (2) pour éviter la cristallisation de l'eau dans les équipements cryogéniques. Le gaz entre alors dans la section cryogénique (3) (marquée par un trait en pointillés). Il est d'abord pré-refroidi en (4) jusqu'à une température classiquement comprise entre -20 C et -40 C. Le gaz est ensuite introduit dans une colonne (5) classiquement nommée "scrubb column" où les constituants lourds du gaz sont lavés par le reflux (6). Le gaz en tête est davantage refroidi en (7) et partiellement condensé.
Le gaz et la vapeur sont séparés dans le ballon de reflux (8). Le liquide (6) est utilisé comme reflux dans la colonne (5) et le gaz est introduit dans l'échangeur (9) où il est liquéfié. Le GNL produit (10) est d'abord détendu à basse pression en (22). Il se sépare en une phase liquide (24) et une phase vapeur (23) dans le séparateur (22).
Cette dernière phase vapeur, après recompression, est utilisée comme gaz combustible dans l'usine à laquelle il fournit l'énergie. Le GNL à l'état de produit liquide en (24) est envoyé dans les bacs de stockage.
La "scrubb column" (5) a principalement pour fonction de retirer du gaz les constituants lourds tels que le benzène ou le cyclohexane dont les points de cristallisation sont élevés et la solubilité dans le GNL faible. Les constituants les plus lourds du gaz sont recueillis sous forme liquide en cuve de la colonne (5).
Outre le benzène, d'autres constituants sont entraînés dont les GPL (propane et butane), les condensais correspondant à la coupe C5+ ainsi qu'une fraction de l'éthane contenu dans le gaz et du méthane dissous. La fraction d'éthane extraite est d'autant plus importante que la température du ballon de reflux (8) est plus basse.
Les produits extraits sont valorisables et sont séparés dans l'unité de fractionnement (1]) (identifiée par les pointillés) pour être vendus séparément. 11 existe plusieurs agencements des colonnes de fractionnement et la plus simple est représentée ici, mais les variantes sont aisément accessibles à l'homme de l'art. Les liquides (12) issus de la colonne (5) sont introduits dans une colonne (13) appelée dé-éthaniseur. On en extrait en tête une coupe riche en éthane (14). Cette coupe contient également sensiblement la totalité du méthane dissous dans le liquide (12). En cuve est produite une coupe C3+ (15) contenant le propane et tous les produits plus lourds que le propane. Ce mélange (15) est introduit dans le dé-propaniseur (16) dont on tire le propane (17) en tête et une coupe C4+ (18) en cuve. Enfin, cette dernière est séparée en butane commercial (19) et condensats (20) dans le dé-butaniseur (21). Les produits séparés issus de l'unité de fractionnement, à savoir le propane (17).
le butane (19) et les condensats (20) sont expédiés vers leur stockage respectif avant commercialisation.
7 Comme il est rare que le flux (14) riche en éthane trouve une valorisation à
proximité de l'usine de liquéfaction, il est généralement comprimé et réinjecté dans le gaz naturel avec lequel il est liquéfié.
Les usines de GNL sont fortement consommatrices de puissance et l'éthane peut aussi être mélangé au gaz combustible (23) pour une utilisation locale.
Toutefois, les turbines à gaz utilisées dans les usines de GNL n'acceptent qu'une teneur limitée en éthane dans le gaz combustible, de l'ordre de 15% volume. De fait, lorsque l'éthane est mélangé au gaz combustible, cette valeur est le plus souvent dépassée et ce débouché est nécessairement limité.
L'invention propose de convertir chimiquement l'éthane contenu dans le flux (14) en méthane. A cet effet, le flux (14) est introduit dans une unité de conversion (25) où la plus grande partie de l'éthane est convertie en méthane. On produit ainsi un gaz pauvre qui peut être mélangé au gaz naturel sans augmenter la valeur de son PCS. En outre, le gaz produit étant essentiellement du méthane, il est plus pauvre que le gaz naturel à l'entrée de l'usine et contribue par mélange à diminuer globalement la valeur du PCS du GNL.
L'unité (25) peut entraîner, dans certains cas, des réactions chimiques secondaires qui fabriquent des sous-produits, principalement du gaz carbonique et de l'eau. Puisque ces deux constituants sont susceptibles de cristalliser dans la section cryogénique de l'usine, le flux (26) est, après compression, mélangé au gaz naturel à
l'entrée de l'usine dans un mélangeur qui peut être par exemple une vanne de mélange. Le gaz carbonique ainsi ajouté est extrait conjointement à celui du gaz naturel dans l'unité (1) de désacidification puis l'eau ajoutée est extraite dans l'unité
de séchage (2).
Selon une variante, le procédé de conversion d'hydrocarbures en méthane et plus particulièrement d'éthane en méthane comprend principalement deux étapes en série.
Dans un premier réacteur. les hydrocarbures les plus lourds sont (catalytiquement) réformés à la vapeur en un mélange d'hydrogène (112) et de monoxyde de carbone (CO) appelé gaz de synthèse. Dans un second réacteur, le mélange 112/C0 est transformé en méthane sur catalyseur.
La réaction de réformage s'écrit de façon générale :
11C + 1120 --> H2 + CO (RI) Par exemple pour l'éthane, on a :
+ 2 H20 --> 5 H2 + 2 CO
Cette réaction est endothermique.
La réaction de méthanation s'écrit :
2 112 4 2 CO - C114 i CO2 (R2)
8 Cette réaction est exothermique.
Dans ce procédé de conversion, la chaleur libérée par la réaction de méthanation est utilisée pour la réaction de réformage à la vapeur. Toutefois, l'équilibre thermique n'est pas atteint et un appoint de chaleur est apporté.
Le bilan global s'écrit de la façon suivante pour les premiers hydrocarbures :
- Ethane 4 C2H6 + 9 H20 7 CH4 + 7 1-120 + CO2 - Propane 2 C3H8 +7 H20 ----> 5 C1-14 +5 H20 + CO2 -Butane 4 C4H10 + 19 1-120 ----> 13 CH4 + 13 H20 + 3 CO2 On voit que le rendement en carbone de la réaction diminue au fur et à mesure que le nombre de carbone de la molécule d'hydrocarbure transformée augmente.
Selon un mode de réalisation, on ne transformera que la fraction éthane et on préservera les coupes butane et propane. Le flux en tête de la colonne de dé-éthanisation où se trouve concentré l'éthane est donc celui qui, converti, présente le meilleur rendement en carbone du procédé.
On peut suivre de façon plus détaillée le procédé à l'aide de la figure 2. Le gaz d'alimentation (101) contient du méthane et les hydrocarbures plus lourds qui vont être transformés, principalement l'éthane dans le cas de l'invention. Le gaz d'alimentation (101) est préchauffé en (104) jusqu'à la température nécessaire pour une désulfuration (105). La phase de désulfuration est préférée car les catalyseurs situés en aval sont en général sensibles aux produits soufrés. Le gaz désulfuré est mélangé à de la vapeur (106), chauffée jusqu'à une température de l'ordre de dans un saturateur (108) équipé d'une purge d'eau. Ce gaz contenant de l'eau (en général ce gaz est saturé en eau) est ensuite introduit dans le réacteur (103). Ce réacteur (103) est le réacteur Catalytic Rich Gas (CRG) où à lieu la réaction de réformage sélectif des hydrocarbures plus lourds que le méthane selon la réaction RI
en un gaz de synthèse. Le gaz chaud est refroidi en (109) où la chaleur disponible dans le gaz est utilisée pour produire de la vapeur, qui est envoyée par (106) vers le saturateur (108). Le gaz refroidi peut éventuellement être séparé en deux.
Dans ce cas, une partie est refroidie avant d'être recyclée par un compresseur vers le gaz d'alimentation. Cette partie sert de diluant du gaz d'alimentation, si on le souhaite. Le gaz refroidi ou une partie de celui-ci est introduit dans le réacteur de méthanation 15 (113) où le gaz de synthèse réagit selon la réaction R2. Le gaz fabriqué
est alors refroidi par exemple sur l'échangeur (104) pour préchauffer le gaz d'alimentation et/ou pour produire de la vapeur qui pourra être utilisée dans le CRG.

= CA 02567893 2012-08-20
9 A l'issu de ce processus, les hydrocarbures lourds présents dans le gaz (101) ont été transformés sélectivement en méthane par voie catalytique.
Les sous-produits de la conversion (H20 et CO2) incompatibles avec le traitement cryogénique ultérieur du gaz sont éliminés dans l'unité de désacidification (1) pour le gaz carbonique et dans l'unité de séchage (2) pour l'eau.
Ainsi l'unité de conversion s'intègre naturellement dans un procédé de liquéfaction de gaz naturel.
Cependant, l'invention s'applique également aux terminaux de réception du GNL
dans lesquels l'unité de conversion peut également être intégrée de façon très efficace. La description de l'invention dans le cas des terminaux méthaniers s'appuie sur la figure 3.
Le gaz liquéfié est déchargé du méthanier (201) et stocké dans les bacs de stockage (202). Les vapeurs de bacs (203) après compression dans le compresseur (204) et le GNL (205) sont remélangés dans le reliquéfacteur (206).
L'ensemble est pompé à haute pression (de l'ordre de 20 à 35 bar) par les pompes (207) et partiellement vaporisé dans l'échangeur (208). Le mélange est introduit en tête de la colonne (209). Les vapeurs de tête de la colonne (209) sont comprimées dans le compresseur (210) et liquéfiées par récupération du froid du GNL pour fournir un courant de gaz liquéfié (221). Le liquide de cuve (211) de la colonne (209) contient la coupe C2+ du GNL. Elle est séparée en ses différents constituants dans une succession de colonnes de fractionnement (212) et (213). La colonne de dééthanisation (212) sépare l'éthane (214) en tête de la coupe C3+ (215) en cuve.
Cette dernière est à nouveau distillée en une coupe propane valorisable (216) et une coupe C4+ (217). Une dernière colonne, non montrée, permettrait de séparer le butane des condensats si nécessaire.
Le flux d'éthane (214) est dirigé vers l'unité de conversion (218) similaire à
celle déjà décrite pour l'unité de liquéfaction. On en extrait un gaz (219) riche en méthane = CA 02567893 2012-08-20 9a dans lequel l'éthane a été converti en méthane. Ce gaz contient les mêmes sous-produits que dans le cas de l'usine de liquéfaction, à savoir du gaz carbonique et de l'eau. La teneur obtenue en gaz carbonique est en général inférieure à celle qui est tolérée dans les réseaux alimentés par les terminaux méthaniers si bien que, contrairement aux usines de liquéfaction, il n'est pas nécessaire de prévoir une désacidification. Le gaz carbonique est d'ailleurs un inerte qui contribue à
l'abaissement du pouvoir calorifique du gaz. L'eau est toutefois en général éliminée en (220) car sa teneur dans le gaz produit excèderait celle des spécifications les plus courantes. On peut, pour ce faire, utiliser une unité de séchage au glycol.
Le gaz liquéfié (221) est pompé jusqu'à la pression du réseau (soit typiquement de 40 à 120 bar) en (222) et vaporisé. La vaporisation du GNL requiert d'importantes quantités de chaleur dont la fourniture a un coût opératoire. L'unité de conversion produit de son coté une chaleur résiduelle qui peut être utilisée en (223) pour contribuer de façon économique à la vaporisation du GNL. L'essentiel de l'apport de chaleur se fait néanmoins en (224) par les technologies classiques de vaporiseurs à
eau de mer ou par des vaporiseurs à flamme immergée.
La conversion de l'éthane s'intègre ,donc aussi bien dans un terminal de réception que dans une usine de liquéfaction.
Bien que la meilleure localisation se situe sur le flux de tête de la colonne de dé-éthanisation, il est possible de placer l'unité de traitement sur une partie du flux d'alimentation.
La localisation sur le courant de tête du dé-éthaniseur présente plusieurs avantages dans les deux cas. Tout d'abord, le flux de tête du dé-éthaniseur est celui dans lequel l'éthane est le plus concentré. En conséquence, c'est le traitement de ce flux qui conduit à l'unité de conversion la plus petite. A titre de comparaison, si l'unité de conversion était localisée sur une partie du flux d'alimentation (101) de rusine de liquéfaction, son débit devrait être presque trois fois supérieur à
celui de l'invention en raison de la plus grande dilution de l'éthane. De plus, une telle localisation convertirait aussi les GPL. Les GPL, essentiellement propane et butane sont des produits partout aisément valorisables alors que le marché de l'éthane se restreint aux zones d'activités de la pétrochimie. Il y a donc intérêt à
convertir le plus d'éthane possible et le moins de GPL possible. Le flux de tête de la colonne de dé-éthanisation étant pratiquement exempt de GPL, son traitement permet d'éviter la conversion de GPL et de ne convertir que l'éthane. Cependant, d'autres modes de réalisation sont possibles dans lesquels le traitement ne se fait pas nécessairement uniquement sur le courant de tête du dé-éthaniseur.
La figure 4 représente un exemple d'usine de liquéfaction de gaz naturel.
Le gaz d'alimentation (401) est disponible à 43 bar et possède la composition suivante du tableau 1.

Tableau 1.
Constituant Composition molaire en %
CO2 1,85 N2 1,18 CH4 84,27 C2H6 10,19 C3H8 2,15 iC4H10 0,14 nC4H10 0,19 iC51-112 0,02 nC51-112 0,01 Le débit du gaz est de 31417 kmole/h.
Le GNL est destiné à l'un des pays qui requiert un PCS faible et la composition Constituant Composition molaire en %
N2 0,42 C2H6 8,5 C3H8 0.08 On constate que l'éthane qui représente 12,1% du méthane dans le gaz d'alimentation ne représente plus que 9,3% du méthane dans le GNL final. Il faut Le gaz est d'abord comprimé à 50 bar dans le compresseur (402). La présence de gaz carbonique implique une décarbonatation dans l'unité de lavage aux amines réintroduit dans l'échangeur (408) où il est liquéfié à une température de -157 C en (412). 11 est ensuite détendu d'abord dans une turbine hydraulique (413a) puis dans une vanne (non montrée) jusqu'au ballon de flash (413b) où l'équilibre liquide-vapeur s'établit à 1.3 bar et -160.4 C. Après réchauffage et compression, le gaz (414) est utilisé comme gaz combustible (Fuel Gas ou FG) dans les turbines à gaz entraînant les compresseurs de cycle. Le GNL (415) est expédié vers les stockages (416). La liquéfaction du gaz est obtenue par refroidissement jusqu'à -157 C
au moyen d'un cycle de réfrigération à multicomposant schématiquement montré en (417).
Le liquide (418) issu de la colonne (406) contient environ 25% de l'éthane contenu dans le gaz d'alimentation (401). Ce liquide est introduit dans la colonne de dé-éthanisation (419). L'éthane contenu dans le flux (418) et le méthane dissous dans le flux (418) sont recueillis en tête de la colonne (419) par la ligne (419a).
Le propane, le butane et les condensats contenus dans (418) se retrouvent dans le flux de cuve de la colonne (419) et sont ensuite séparés dans les colonnes de dépropanisation (420) et de débutanisation (421). Un flux de 652 kmole/h de propane commercial est produit en (422) soit une récupération de 95% du propane entrant.
Plus de 98% du butane entrant avec le gaz d'alimentation est recueilli en (423), soit environ 102 kmole/h. Enfin la totalité des condensats est produit en (424), soit environ 9 kmole/h.
L'ensemble des colonnes (419). (420) et (421) constitue l'unité de fractionnement (425), représentée en pointillés sur la figure.
Une fraction du flux riche en éthane (419a) en tête de la colonne (419) est orientée en (426) vers le système de gaz combustible de l'usine. Son débit de kmole/h est limité par la quantité d'éthane tolérée par les turbines à gaz où
il sera brûlé. Le reste (427), soit environ 1120 kmole/h, est dirigé vers l'unité de conversion (428) pour y subir les opérations de reformage à la vapeur et de méthanation.
Le gaz (429) issu de l'unité de conversion a un débit de 1637 kmole/h et possède la composition suivante selon le tableau 3 :
Tableau 3.
Constituant Composition molaire en %
CO2 7,9 N, 0.1 Ce courant de gaz (429) est en outre saturé en eau. On constate que l'éthane a été converti en totalité. Ce courant de gaz (429) est mélangé au gaz d'alimentation (401) : ils sont alors ensemble décarbonatés et séchés respectivement dans les unités (403) et (404). (La présence d'eau et de gaz carbonique dans le flux (429) le rend impropre aux traitements cryogéniques de liquéfaction de façon directe).
On notera que si l'éthane n'avait pas été converti et en l'absence de débouché

commercial, il aurait fallu l'utiliser comme gaz combustible dans les turbines à gaz.
Outre la difficulté déjà mentionnée de brûler des gaz à forte teneur en éthane dans ces turbines, il y a un autre inconvénient à utiliser l'éthane comme combustible. Le gaz combustible de l'usine est produit par détente du GNL (412) au bout froid de l'échangeur (408). 11 peut paraître paradoxal de produire le gaz combustible à
basse pression et de le comprimer jusqu'à la pression d'utilisation dans les turbines à gaz de l'ordre de 25 à 35 bars alors que le gaz naturel est disponible à haute pression. Ce procédé résulte néanmoins d'une optimisation. La quantité de gaz combustible du courant (414) dépend de la température du flux (412) : plus elle est élevée, plus la quantité de gaz flashé est importante et moins le cycle frigorifique (417) se trouve sollicité. Le bilan global montre qu'il est plus favorable de produire le GNL
(412) à
température plus élevée et que l'énergie de compression du gaz combustible (414) se trouve plus que compensée par l'économie réalisée sur le cycle (417). Si l'éthane produit en (425) est utilisé comme gaz combustible, la quantité de gaz nécessaire en (414) est réduite d'autant, laquelle réduction contraint à produire le flux (412) à une température inférieure. Ce processus va à l'encontre de l'optimisation précédemment décrite. La conversion de l'éthane contenu dans (425) permet donc d'éviter son utilisation comme gaz combustible. Le débit de (414) est ainsi augmenté de façon à
couvrir au maximum les besoins de l'usine dans le cadre de l'optimisation décrite plus haut et le bilan énergétique global est amélioré.
L'invention peut également être mise en ceuvre pour la production de gaz pauvres non liquéfiés à partir d'unités d'extraction de GPL. On en trouvera une illustration sur la figure 5. Les procédés d'extraction de GPL connaissent de nombreuses variantes; néanmoins, l'exemple décrit en regard de la figure 5 peut être considéré comme générique.
Le gaz d'alimentation (501), le plus souvent chargé en gaz acide 1-12S et CO2 est désacidifié dans l'unité de désacidification (502) puis séché dans l'unité
(503). 11 est ensuite refroidi et partiellement condensé dans l'échangeur cryogénique (504). Le liquide et la vapeur sont séparés dans le séparateur (505). Le gaz est détendu dans une turbine (506) et le liquide dans la vanne (507). Tous deux alimentent la colonne (519) où les hydrocarbures les plus lourds sont séparés du gaz naturel. Le gaz épuré
est soutiré en tête et envoyé par l'échangeur (504). Le liquide riche en GPL
est soutiré en cuve (508). Ce dernier contient une partie de l'éthane contenu dans le gaz d'alimentation ainsi que du méthane dissous.
Le liquide riche en GPL est séparé en une coupe C3+ en cuve (509) de la colonne (517) et le gaz de tête (510) contient l'éthane et le méthane. Le liquide (509) est ensuite séparé classiquement en propane (511), butane (512) et condensats (513) qui sont ensuite commercialisés.
Le mélange d'éthane et de méthane (510) est introduit dans l'unité de conversion (514) où l'éthane est converti en méthane. Le gaz résultant (515) contient du gaz carbonique et de l'eau issus des réactions chimiques qui ont lieu dans l'unité
de conversion et est, après compression en (516) mélangé au gaz d'alimentation (501). Le gaz carbonique et l'eau sont alors éliminés conjointement à ceux du gaz (501) d'alimentation.
Dans ce qui suit, on compare les cas suivants :
- cas 1), usine de liquéfaction classique avec fractionnement, dans laquelle le courant de tête du dé-éthaniscur est utilisé comme FG; cette usine est représentée à la figure 6;
- cas 2), usine de liquéfaction classique comportant l'étape de conversion sur une partie du courant d'alimentation en gaz (environ 1/3) et dans laquelle le courant de tête du dé-éthaniseur est envoyé vers l'unité de liquéfaction afin d'y être liquéfier avec le flux principal de gaz; cette usine est représentée à la figure 7 ;
- cas 3), usine de liquéfaction selon l'invention comportant l'étape de conversion en partie sur le courant d'alimentation en gaz (environ 15%) et dans laquelle le courant de tête du dé-éthaniseur est en partie envoyé vers l'étape de conversion et en partie vers le FG (environ 60%) ; cette usine est représentée à la figure 8 ;
- cas 4), usine de liquéfaction selon l'invention comportant l'étape de conversion sur une partie du courant de tête du dé-éthaniseur, l'autre partie étant utilisée comme FG; cette usine est représentée à la figure 9.
Le courant à traiter est celui dont la composition est celle du tableau 1, le débit est d'environ 33000 kmol/hr, et on cherche à produire un gaz dont le PCS est de 1075 btu/scf. Le tableau 4 ci-dessous donne les résultats des différents cas de figure. On trouve le débit au niveau du réacteur CRG en kmol/hr. la température en tête du cycle de liquéfaction (Tliq), le débit de production de GPL en kmol/hr et la composition du gaz FG (en % molaire).

Tableau 4.
Cas CRG (kmol/hr) Thq GPL kmol/hr FG (%) 1 0 -160 C 716 9.3% N2 36% CH4 53% C21-16 2 12250 -148 C 364 9.2%N2 90% CH4 3 6200 -153 C 624 9% N2 77% CI-14 14% C1116 4 4250 -154 C 833 10% N2 76% CH4 14% C2H6 Le cas I fournit un gaz FG qui comporte trop d'éthane, ce qui rend problématique son utilisation dans les turbines à gaz de l'unité, sauf à
dimensionner 5 celles-ci pour accepter à la fois le gaz naturel lors du démarrage de l'unité et le gaz avec une grande quantité d'éthane lors de son fonctionnement nominal. Le cas 2 présente certes une température de liquéfaction élevée (car il y une grande production de gaz de flash) mais le débit imposé au réacteur CRG est trop élevé. Les cas 3 et 4 fournissent des compositions de FG sensiblement identiques et des
10 températures de fonctionnement de l'unité de liquéfaction sensiblement identiques, avec un meilleur rendement en gaz pour le cas 4. La variation du cas 3) au cas 4) se fait en envoyant éventuellement une partie du courant d'alimentation vers le procédé
de traitement selon l'invention. On peut par exemple envoyer de 0% à 35% du courant d'alimentation vers le procédé de traitement selon l'invention. De même, le 15 courant d'éthane obtenu en tête du dé-éthaniseur peut être envoyé en totalité vers le traitement de méthanation selon l'invention, ou au contraire être en partie utilisé
comme gaz combustible (FG) de l'unité. On peut ainsi envoyer ce courant d'éthane en totalité vers la conversion ou seulement en partie (par exemple 40 % comme dans le cas 3 ) selon la teneur initiale d'éthane dans le gaz d'alimentation et la teneur maximum d'éthane acceptable dans le gaz combustible des turbines à gaz. 11 y a là un facteur d'ajustement possible. De façon générale, la partie d'éthane envoyée vers le traitement de conversion peut varier de 0 à 100%. mais on préférera un intervalle de à 100% (soit un facteur d'utilisation en tant que FG jusque 70%).

On conclut donc que la mise place d'un procédé de conversion de l'éthane en méthane par réformation à la vapeur et méthanation du gaz de synthèse permet des gains significatifs lorsqu'on recherche un PCS donné, faible.

Claims (22)

1. Procédé de traitement d'un gaz naturel contenant de l'éthane, comprenant les étapes suivantes:
(a) extraction d'au moins une partie de l'éthane du gaz naturel;
(b) réformage d'au moins une partie de l'éthane extrait en un gaz de synthèse;
(c) méthanation du gaz de synthèse en un gaz riche en méthane; et (d) mélange du gaz riche en méthane au gaz naturel.
2. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre l'étape (al) de désacidification et séchage du gaz naturel avant l'étape (a); et l'étape (a) est mise en oeuvre sur du gaz naturel adouci et séché; et l'étape (d) de mélange est mise en oeuvre avant l'étape (al).
3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, comprenant en outre une étape de réformage et méthanation sur une partie du gaz naturel avant l'étape (a).
4. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, comprenant en outre l'utilisation d'une partie de l'éthane extrait en tant que gaz combustible.
5. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4 comprenant en outre l'étape de liquéfaction du gaz.
6. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'étape (a) est mise en oeuvre sur du gaz naturel adouci et séché; et le procédé comprend en outre une étape de séchage du gaz riche en méthane avant l'étape (d).
7. Procédé selon la revendication 6, dans lequel le gaz naturel adouci et séché est disponible sous forme liquéfiée.
8. Procédé selon la revendication 6 ou 7, dans lequel l'étape de méthanation produit de la chaleur qui est utilisée pour vaporiser en partie le gaz sous forme liquéfié.
9. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 8 comprenant l'étape de séparation des composants lourds dudit gaz en une fraction légère et une fraction de composants plus lourds contenant de l'éthane et des Gaz de Pétrole Liquéfiés.
10. Procédé selon la revendication 9, comprenant en outre l'étape de fractionnement des composants plus lourds en au moins un courant contenant de l'éthane et des courants de Gaz de Pétrole Liquéfiés.
11. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 10 pour l'ajustement calorifique supérieur dudit gaz.
12. Installation de traitement d'un gaz naturel contenant de l'éthane dans une ligne d'alimentation, comprenant les éléments suivants:
(i) une colonne d'extraction (13, 209, 419, 517) d'au moins une partie de l'éthane du gaz naturel (14, 211, 419a, 510);
(ii) un réacteur de réformage (103) de ladite partie de l'éthane extrait en un gaz de synthèse;
(iii) un réacteur de méthanation (113) du gaz de synthèse en un gaz riche en méthane qui est connecté audit réacteur de réformage; et (iv) un mélangeur du gaz riche en méthane au gaz naturel.
13. Installation selon la revendication 12, comprenant en outre des unités de désacidification (1, 403, 502) et séchage (2, 404, 503) du gaz naturel en amont de la colonne d'extraction (13, 209, 419, 517): le mélangeur étant situé en amont desdites unités de désacidification (1, 403, 502) et séchage (2, 404, 503).
14. Installation selon la revendication 12 ou 13, dans lequel les réacteurs de réformage (103) et méthanation (113) sont en partie installés sur la ligne d'alimentation en gaz.
15. Installation selon l'une quelconque des revendications 12 à 14, comprenant des turbines de production d'énergie alimentées en partie par une partie de l'éthane extrait (14, 211, 419a, 510).
16. Installation selon l'une quelconque des revendications 12 à 15, comprenant en outre une unité (9, 417) de liquéfaction du gaz.
17. Installation selon la revendication 12, comprenant une alimentation (206, 207) en gaz naturel adouci et séché: et un dispositif de séchage (220) du gaz riche en méthane en amont du mélangeur.
18. Installation selon la revendication 17, dans laquelle l'alimentation est une alimentation en gaz sous forme liquéfiée.
19. Installation selon la revendication 18, comprenant un échangeur de chaleur (223) entre la ligne de gaz liquéfié et le réacteur de méthanation.
20. Installation selon l'une quelconque des revendications 12 à 19, comprenant une colonne de séparation (5, 406) en une fraction légère et une fraction de composants plus lourds (12, 418) contenant de l'éthane et des Gaz de Pétrole Liquéfiés.
21. Installation selon la revendication 20, comprenant en outre une unité
de fractionnement (11, 425) des composants plus lourds en au moins un courant contenant de l'éthane (14, 419a) et des courants de Gaz de Pétrole Liquéfiés.
22. Procédé de liquéfaction de gaz naturel contenant de l'éthane, comprenant les étapes suivantes :
- désacidification et séchage du gaz naturel;

- pré-refroidissement du gaz naturel désacidifié et sec;
- extraction d'au moins une partie de l'éthane du gaz naturel prérefroidi pour produire une fraction riche en éthane et une fraction pauvre en éthane;
- refroidissement et liquéfaction de la fraction pauvre en éthane;
- séparation de la fraction riche en éthane en une coupe riche en éthane, et une coupe riche en propane et une coupe riche en butane et condensats;
- reformage d'au moins une partie de la coupe riche en éthane en un gaz de synthèse;
- méthanation du gaz de synthèse en un gaz riche en méthane; et - mélange du gaz riche en méthane au gaz naturel avant la désacidification et le séchage.
CA2567893A 2005-11-18 2006-11-14 Procede pour l'ajustement du pouvoir calorifique superieur du gaz dans la chaine du gnl Active CA2567893C (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0511697 2005-11-18
FR0511697A FR2893627B1 (fr) 2005-11-18 2005-11-18 Procede pour l'ajustement du pouvoir calorifique superieur du gaz dans la chaine du gnl.

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CA2567893A1 CA2567893A1 (fr) 2007-05-18
CA2567893C true CA2567893C (fr) 2013-07-30

Family

ID=36808409

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CA2567893A Active CA2567893C (fr) 2005-11-18 2006-11-14 Procede pour l'ajustement du pouvoir calorifique superieur du gaz dans la chaine du gnl

Country Status (4)

Country Link
US (1) US7678951B2 (fr)
CA (1) CA2567893C (fr)
FR (1) FR2893627B1 (fr)
GB (1) GB2432369B (fr)

Families Citing this family (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20080275284A1 (en) 2004-04-16 2008-11-06 Marathon Oil Company Process for converting gaseous alkanes to liquid hydrocarbons
US8028724B2 (en) 2007-02-12 2011-10-04 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. LNG tank and unloading of LNG from the tank
KR20080097141A (ko) * 2007-04-30 2008-11-04 대우조선해양 주식회사 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물 및 상기부유식 해상 구조물에서의 증발가스 처리방법
KR100839771B1 (ko) * 2007-05-31 2008-06-20 대우조선해양 주식회사 해상 구조물에 구비되는 질소 생산장치 및 상기 질소생산장치를 이용한 해상 구조물에서의 질소 생산방법
US7644676B2 (en) * 2008-02-11 2010-01-12 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Storage tank containing liquefied natural gas with butane
US8973398B2 (en) * 2008-02-27 2015-03-10 Kellogg Brown & Root Llc Apparatus and method for regasification of liquefied natural gas
KR20090107805A (ko) * 2008-04-10 2009-10-14 대우조선해양 주식회사 천연가스 발열량 저감방법 및 장치
US20100122542A1 (en) * 2008-11-17 2010-05-20 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Method and apparatus for adjusting heating value of natural gas
US10082331B2 (en) * 2009-07-16 2018-09-25 Conocophillips Company Process for controlling liquefied natural gas heating value
GB201000097D0 (en) 2010-01-05 2010-12-29 Johnson Matthey Plc Apparatus and process for treating natural gas
US8367884B2 (en) 2010-03-02 2013-02-05 Marathon Gtf Technology, Ltd. Processes and systems for the staged synthesis of alkyl bromides
FR2959512B1 (fr) 2010-04-29 2012-06-29 Total Sa Procede de traitement d'un gaz naturel contenant du dioxyde de carbone
US8815050B2 (en) 2011-03-22 2014-08-26 Marathon Gtf Technology, Ltd. Processes and systems for drying liquid bromine
US8436220B2 (en) 2011-06-10 2013-05-07 Marathon Gtf Technology, Ltd. Processes and systems for demethanization of brominated hydrocarbons
US8829256B2 (en) 2011-06-30 2014-09-09 Gtc Technology Us, Llc Processes and systems for fractionation of brominated hydrocarbons in the conversion of natural gas to liquid hydrocarbons
US20130090504A1 (en) * 2011-10-10 2013-04-11 John C. Roscoe Methane Enrichment of a Gaseous Alkane Stream for Conversion to Liquid Hydrocarbons
US8802908B2 (en) 2011-10-21 2014-08-12 Marathon Gtf Technology, Ltd. Processes and systems for separate, parallel methane and higher alkanes' bromination
US9193641B2 (en) 2011-12-16 2015-11-24 Gtc Technology Us, Llc Processes and systems for conversion of alkyl bromides to higher molecular weight hydrocarbons in circulating catalyst reactor-regenerator systems
US9828561B2 (en) 2014-11-12 2017-11-28 Element 1 Corp. Refining assemblies and refining methods for rich natural gas
US9605224B2 (en) 2014-11-12 2017-03-28 Element 1 Corp. Refining assemblies and refining methods for rich natural gas
US9777237B2 (en) 2014-11-12 2017-10-03 Element 1 Corp. Refining assemblies and refining methods for rich natural gas
CA3000821A1 (fr) * 2015-10-06 2017-04-13 Exxonmobil Upstream Research Company Module de refrigeration et de liquefaction consolide dans une installation de traitement d'hydrocarbures
CN105238471B (zh) * 2015-10-19 2017-12-01 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 一种低温干馏煤气制天然气并联产lpg的系统
EP3425028A4 (fr) * 2016-03-01 2019-11-27 Osaka Gas Co., Ltd. Appareil d'alimentation en gaz combustible et procédé d'alimentation en gaz combustible
US10870810B2 (en) 2017-07-20 2020-12-22 Proteum Energy, Llc Method and system for converting associated gas
DE102018101946A1 (de) * 2018-01-29 2019-08-01 Innogy Se Erzeugung von Flüssiggas in einem Gasspeicher
WO2019158826A1 (fr) * 2018-02-16 2019-08-22 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Procédé de production de gaz de synthèse issu d'un procédé de liquéfaction de gaz naturel
WO2022169585A1 (fr) * 2021-02-04 2022-08-11 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Procédés et systèmes de séparation de gaz naturel liquéfié
CN114058761B (zh) * 2021-11-25 2023-01-31 中钢设备有限公司 将高c2+成分的天然气用于气基直接还原铁的方法、生产系统

Family Cites Families (30)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3456032A (en) * 1963-10-14 1969-07-15 Lummus Co Utilization of propane recovered from liquefied natural gas
US3361535A (en) * 1964-01-29 1968-01-02 Universal Oil Prod Co Method for production of high purity hydrogen
US3387942A (en) * 1965-05-10 1968-06-11 Catalysts & Chemicals Inc Production of hydrogen
DE1551609A1 (de) * 1967-12-15 1972-03-02 Messer Griesheim Gmbh Verfahren zur Zerlegung von fluessigem Erdgas
US3615164A (en) * 1968-01-10 1971-10-26 Bernard S Baker Process for selective removal by methanation of carbon monoxide from a mixture of gases containing carbon dioxide
US3452548A (en) 1968-03-26 1969-07-01 Exxon Research Engineering Co Regasification of a liquefied gaseous mixture
BE789785A (fr) 1971-10-08 1973-02-01 Akita Kk Appareil de production de moule
BE794375A (fr) 1972-01-26 1973-07-23 Ici Ltd Produit de remplacement du gaz naturel
AR205595A1 (es) * 1974-11-06 1976-05-14 Haldor Topsoe As Procedimiento para preparar gases rico en metano
US4070165A (en) * 1975-12-15 1978-01-24 Uop Inc. Pretreatment of raw natural gas prior to liquefaction
US4098339A (en) * 1976-06-21 1978-07-04 Mobil Oil Corporation Utilization of low BTU natural gas
US4177202A (en) * 1977-03-07 1979-12-04 Mobil Oil Corporation Methanation of synthesis gas
US4285708A (en) * 1979-08-10 1981-08-25 Phillips Petroleum Co. De-ethanizing means
US4421535A (en) * 1982-05-03 1983-12-20 El Paso Hydrocarbons Company Process for recovery of natural gas liquids from a sweetened natural gas stream
GB2165552A (en) * 1984-10-11 1986-04-16 British Gas Corp Methanating synthesis gas
US4897098A (en) * 1986-10-16 1990-01-30 Enterprise Products Company Fractionation system for stabilizing natural gasoline
FR2636857B1 (fr) * 1988-09-26 1990-12-14 Inst Francais Du Petrole Procede de deshydratation, de desacidification et de separation d'un condensat d'un gaz naturel
US6125653A (en) * 1999-04-26 2000-10-03 Texaco Inc. LNG with ethane enrichment and reinjection gas as refrigerant
IT1317722B1 (it) * 2000-01-13 2003-07-15 Snam Progetti Procedimento per la produzione di gas di sintesi.
US6749829B2 (en) * 2002-07-23 2004-06-15 Bp Corporation North America Inc. Hydrogen to steam reforming of natural gas to synthesis gas
US6945075B2 (en) * 2002-10-23 2005-09-20 Elkcorp Natural gas liquefaction
US6739125B1 (en) * 2002-11-13 2004-05-25 Collier Technologies, Inc. Internal combustion engine with SCR and integrated ammonia production
WO2004078643A1 (fr) * 2003-03-05 2004-09-16 Gtl Microsystems Ag Production d'hydrocarbures a chaines plus longues a partir de gaz naturel
US7168265B2 (en) * 2003-03-27 2007-01-30 Bp Corporation North America Inc. Integrated processing of natural gas into liquid products
US7278281B2 (en) * 2003-11-13 2007-10-09 Foster Wheeler Usa Corporation Method and apparatus for reducing C2 and C3 at LNG receiving terminals
FR2866345B1 (fr) * 2004-02-13 2006-04-14 Inst Francais Du Petrole Procede de traitement d'un gaz naturel avec extraction du solvant contenu dans le gaz naturel purifie
CA2574601C (fr) * 2004-06-30 2009-08-11 Fluor Technologies Corporation Configurations et procedes pour regazeification de gnl
EP1734027B1 (fr) * 2005-06-14 2012-08-15 Toyo Engineering Corporation Procédé et appareil pour la séparation d'hydrocarbures de gaz naturel liquifié
US7396972B2 (en) * 2005-08-25 2008-07-08 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Methanol feed for producing olefin streams
US20080016910A1 (en) * 2006-07-21 2008-01-24 Adam Adrian Brostow Integrated NGL recovery in the production of liquefied natural gas

Also Published As

Publication number Publication date
US20070149838A1 (en) 2007-06-28
GB0622511D0 (en) 2006-12-20
US7678951B2 (en) 2010-03-16
GB2432369B (en) 2010-04-28
FR2893627B1 (fr) 2007-12-28
CA2567893A1 (fr) 2007-05-18
FR2893627A1 (fr) 2007-05-25
GB2432369A (en) 2007-05-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2567893C (fr) Procede pour l'ajustement du pouvoir calorifique superieur du gaz dans la chaine du gnl
EP1814819B1 (fr) Procédé et installation pour la production combinée d'hydrogene et de dioxyde de carbone
CA2527381C (fr) Procede et installation de production simultanee d'un gaz naturel apte a etre liquefie et d'une coupe de liquides du gaz naturel
WO2019102094A2 (fr) Procédé et appareil pour la production combinée d'hydrogène et de dioxyde de carbone à partir d'un mélange d'hydrocarbures
FR2895747A1 (fr) Procede pour produire des hydrocarbures a partir de gaz naturel.
EP0032096A2 (fr) Procédé de production d'ammoniac et du gaz de synthèse correspondant
WO2004055323A1 (fr) Installations et procede de recuperation accrue d'hydrocarbures
CA2756632C (fr) Procede de traitement d'un gaz naturel de charge pour obtenir un gaz naturel traite et une coupe d'hydrocarbures en c5+, et installation associee
EP3538483B1 (fr) Procédé de production de gaz de synthèse pour la mise en uvre d'une liquéfaction de gaz naturel
WO2019020918A2 (fr) Procédé de purification d'un courant de gaz naturel
EP3263520A1 (fr) Procédé vaporeformage de gaz naturel présentant deux chambres de combustion générant les fumées chaudes apportant les calories nécessaires au procédé et connectées en serie ou en parallèle
EP3752453A1 (fr) Procédé de production de gaz de synthèse issu d'un procédé de liquéfaction de gaz naturel
WO2018087500A1 (fr) Intégration d'un procédé de liquéfaction de gaz naturel dans un procédé de production de gaz de synthèse
FR2823449A1 (fr) Procede d'elimination d'oxygene d'un gaz contenant du gaz carbonique
WO2018087497A1 (fr) Procédé de liquéfaction de gaz naturel combiné à une production de gaz de synthèse
EP3752454B1 (fr) Synergies d'un procédé de liquéfaction de gaz naturel dans un procédé de production de gaz de synthèse
WO2018087499A1 (fr) Mise en œuvre de la vapeur d'un procédé de production de gaz de synthèse pour réchauffer des vapeurs de gaz naturel
FR2897052A1 (fr) Procede de production d'un gaz de synthese
FR2949772A1 (fr) Procede de fabrication d'un gaz de synthese ou d'hydrogene, a partir d'une charge hydrocarbonee
FR2659029A1 (fr) Procede de separation de melange gazeux obtenus dans les raffineries de petrole et installation pour sa mise en óoeuvre.
FR2874218A1 (fr) Procede pour la recuperation d'un gaz riche en hydrogene et d'un liquide stabilise
WO2019158827A1 (fr) Utilisation d'un courant gazeux issu d'un procédé de liquéfaction dans un procédé de production de gaz de synthèse
FR3069457A1 (fr) Procede de separation d'un courant de gaz naturel en une fraction enrichie en methane et une fraction enrichie en hydrocarbures en c2 et superieurs

Legal Events

Date Code Title Description
EEER Examination request