CA2767502A1 - Procede de production d'un courant riche en methane et d'un courant riche en hydrocarbures en c2+, et installation associee - Google Patents

Procede de production d'un courant riche en methane et d'un courant riche en hydrocarbures en c2+, et installation associee Download PDF

Info

Publication number
CA2767502A1
CA2767502A1 CA2767502A CA2767502A CA2767502A1 CA 2767502 A1 CA2767502 A1 CA 2767502A1 CA 2767502 A CA2767502 A CA 2767502A CA 2767502 A CA2767502 A CA 2767502A CA 2767502 A1 CA2767502 A1 CA 2767502A1
Authority
CA
Canada
Prior art keywords
fraction
stream
column
current
turbine
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.)
Granted
Application number
CA2767502A
Other languages
English (en)
Other versions
CA2767502C (fr
Inventor
Vanessa Gahier
Julie Gouriou
Loic Barthe
Sandra Thiebault
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.)
Technip Energies France SAS
Original Assignee
Technip France SAS
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 Technip France SAS filed Critical Technip France SAS
Publication of CA2767502A1 publication Critical patent/CA2767502A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of CA2767502C publication Critical patent/CA2767502C/fr
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • 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
    • F25J3/0228—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
    • 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
    • F25J2200/30—Processes or apparatus using separation by rectification using a side column in a single pressure 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
    • F25J2200/50—Processes or apparatus using separation by rectification using multiple (re-)boiler-condensers at different heights of the column
    • 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
    • F25J2200/76—Refluxing the column with condensed overhead gas being cycled in a quasi-closed loop refrigeration 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
    • 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
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
    • 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
    • F25J2230/24—Multiple compressors or compressor stages in parallel
    • 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
    • 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/02—Internal 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
    • F25J2270/04—Internal refrigeration with work-producing gas expansion 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
    • F25J2270/04—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop
    • F25J2270/06—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop with multiple gas expansion loops
    • 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
    • F25J2270/88—Quasi-closed internal refrigeration or heat pump cycle, if not otherwise provided
    • 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
    • F25J2290/80—Retrofitting, revamping or debottlenecking of existing plant

Landscapes

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

Abstract

Ce procédé comprend le refroidissement du courant d'alimentation dans un premier échangeur thermique (20), la séparation dans un premier ballon séparateur (22) pour produire un courant léger (44) de tête et un courant lourd (45) de pied et la division du courant léger (44) de tête en une fraction (48) d'alimentation d'une turbine de détente dynamique et en une fraction (46) d'alimentation d'une première colonne de distillation (30). Le procédé comprend la formation d'un courant de reflux refroidi (56) à partir d'un effluent (54) issu d'une turbine de détente dynamique (26), la partie de l'effluent étant refroidie et au moins partiellement liquéfiée dans un échangeur thermique (28). Il comprend l'introduction du courant de reflux refroidi (56) issu de l'échangeur thermique (28) dans la première colonne de distillation (30).

Description

Procédé de production d'un courant riche en méthane et d'un courant riche en hydrocarbures en C2+, et installation associée La présente invention concerne un procédé de production d'un courant riche en méthane et d'un courant riche en hydrocarbures en C2+ à partir d'un courant d'alimentation contenant des hydrocarbures, du type comprenant les étapes suivantes :
- refroidissement d'au moins une première fraction du courant d'alimentation dans un premier échangeur thermique , - introduction de la première fraction d'alimentation refroidie dans un premier ballon séparateur pour produire un courant léger de tête et un courant lourd de pied ;
- division du courant léger de tête en une fraction d'alimentation de turbine et en une fraction d'alimentation de colonne , - détente de la fraction d'alimentation de turbine dans une première turbine de détente dynamique et introduction d'au moins une partie de la fraction détendue dans la première turbine dans une partie moyenne d'une première colonne de distillation , - refroidissement et condensation au moins partielle de la fraction d'alimentation de colonne dans un deuxième échangeur thermique, détente et introduction de la fraction d'alimentation de colonne refroidie dans une partie haute de la première colonne de distillation , - détente et vaporisation partielle du courant lourd de pied dans le premier échangeur thermique et introduction du courant lourd de pied détendu dans un deuxième ballon séparateur pour produire une fraction gazeuse de tête et une fraction liquide de pied , - détente de la fraction liquide de pied et introduction dans la partie moyenne de la première colonne de distillation , - refroidissement et condensation au moins partielle de la fraction gazeuse de tête dans le deuxième échangeur thermique et introduction dans la partie haute de la première colonne de distillation , - récupération d'un courant de fond de colonne au pied de la première colonne de distillation, le courant riche en hydrocarbures en C2+ étant formé
à
partir du courant de fond de colonne ,
2 - récupération et réchauffage d'un courant de tête de colonne riche en méthane, - compression d'au moins une fraction du courant de tête de colonne dans au moins un premier compresseur accouplé à la première turbine de détente dynamique et dans au moins un deuxième compresseur ;
- formation du courant riche en méthane à partir du courant de tête de colonne réchauffé et comprimé ;
- prélèvement d'un courant de soutirage dans le courant de tête de colonne ;
- refroidissement et introduction du courant de soutirage refroidi dans une partie haute de la première colonne de distillation.
Un tel procédé est destiné à extraire des hydrocarbures en C2+, comme notamment l'éthylène, l'éthane, le propylène, le propane et des hydrocarbures plus lourds, à partir notamment de gaz naturel, de gaz de raffinerie ou de gaz synthétique obtenu à partir d'autres sources hydrocarbonées telles que le charbon, l'huile brute, le naphta.
Le gaz naturel contient généralement une majorité de méthane et d'éthane constituant au moins 50% en moles du gaz. Il contient également en quantité
plus négligeable des hydrocarbures plus lourds, tels que le propane, le butane, le pentane. Dans certains cas, il contient également de l'hélium, de l'hydrogène, de l'azote et du dioxyde de carbone.
Il est nécessaire de séparer les hydrocarbures lourds du gaz naturel pour répondre à au moins deux impératifs.
Tout d'abord, économiquement, les hydrocarbures en C2+, et notamment l'éthane, le propane et le butane peuvent être valorisés. En outre, la demande en liquides de gaz naturel en tant que charge pour l'industrie pétrochimique augmente continûment et devrait continuer à augmenter dans les prochaines années.
En outre, pour des raisons de procédé, il est souhaitable de séparer les hydrocarbures lourds afin d'éviter qu'ils ne condensent au cours du transport et/ou de la manipulation des gaz. Ceci permet d'éviter des incidents tels que l'arrivée de bouchons liquides dans les installations de transport ou de traitement conçues pour des effluents gazeux.
3 PCT/FR2010/051437 Pour séparer les hydrocarbures en C2+ du gaz naturel, il est connu d'utiliser un procédé d'absorption à l'huile qui permet de récupérer jusqu'à 90% du propane et jusqu'à environ 40% de l'éthane.
Pour atteindre des taux de récupération plus élevés, les procédés d'expansion cryogénique sont utilisés.
Dans un procédé d'expansion cryogénique connu, une partie du courant d'alimentation contenant les hydrocarbures est utilisée pour les rebouilleurs secondaires d'une colonne de séparation du méthane.
Puis, les différents effluents, après condensation partielle, sont combinés pour alimenter un séparateur gaz-liquide.
Comme décrit dans US 5,555,748, le courant léger obtenu en tête du séparateur est divisé en une première fraction d'alimentation de colonne, qui est condensée avant d'être envoyée vers l'alimentation de tête de la colonne de distillation et en une seconde fraction qui est envoyée vers une turbine de détente dynamique avant d'être réintroduite dans la colonne de distillation.
Ce procédé présente l'avantage d'être facile à démarrer et d'offrir une flexibilité opératoire importante, combinée à une bonne efficacité et à une bonne sûreté.
Toutefois, les contraintes économiques nécessitent d'augmenter encore l'efficacité du procédé tout en conservant un rendement d'extraction d'éthane très élevé. Il est en outre nécessaire de minimiser l'encombrement des installations et de réduire, voire de supprimer l'apport en réfrigérants externes tels que le propane, notamment pour la mise en oeuvre du procédé sur des installations flottantes ou dans des zones sensibles en terme de sécurité.
Un but de l'invention est donc d'obtenir un procédé de production qui permet de séparer un courant d'alimentation contenant des hydrocarbures en un courant riche en hydrocarbures en C2+ et en un courant riche en méthane, de manière très économique, peu encombrante et très efficace.
A cet effet, l'invention a pour objet un procédé du type précité, caractérisé
en ce que le procédé comprend les étapes suivantes :
- formation d'un courant de reflux refroidi à partir d'au moins une partie d'un effluent issu d'une turbine de détente dynamique, la partie de l'effluent issu de la
4 turbine de détente dynamique étant refroidie et au moins partiellement liquéfiée dans un échangeur thermique pour former le courant de reflux refroidi.
Le procédé selon l'invention peut comprendre l'une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, prise(s) isolément ou suivant toute(s) combinaison(s) techniquement possible(s) :
- il comprend les étapes suivantes :
- prélèvement d'un courant de rebouillage dans la première colonne de distillation à un niveau de prélèvement ;
- mise en relation d'échange thermique du courant de rebouillage avec la partie de l'effluent issu d'une turbine de détente dynamique dans l'échangeur thermique pour refroidir et au moins partiellement liquéfier la partie de l'effluent issu de la turbine de détente dynamique, et - réintroduction du courant de rebouillage dans la première colonne de distillation à un niveau inférieur au niveau de prélèvement , - l'effluent de la turbine de détente dynamique est formé par la fraction détendue issue de la première turbine de détente dynamique, le procédé
comprenant l'introduction de la fraction détendue issue de la première turbine de détente dynamique dans le deuxième échangeur thermique pour y être refroidie et partiellement liquéfiée ;
- il comprend les étapes suivantes :
- séparation du courant d'alimentation en une première fraction du courant d'alimentation et en au moins une deuxième fraction du courant d'alimentation, - introduction de la première fraction du courant d'alimentation dans le premier échangeur thermique , - introduction d'au moins une partie de la deuxième fraction du courant d'alimentation dans une deuxième turbine de détente dynamique, distincte de la première turbine de détente dynamique, la fraction détendue issue de la deuxième turbine dynamique formant l'effluent issu de la turbine de détente dynamique ;
- il comprend les étapes suivantes :
- introduction de la fraction détendue issue de la deuxième turbine de détente dynamique dans un ballon séparateur aval pour former un troisième courant de tête gazeux et un troisième courant de pied liquide, - refroidissement du troisième courant de tête gazeux dans l'échangeur thermique pour former le courant de reflux refroidi , - le troisième courant de tête gazeux est introduit, après refroidissement, dans une colonne de distillation auxiliaire, le courant de reflux refroidi étant formé
à partir du courant de pied de la colonne de distillation auxiliaire ;
- il comprend les étapes suivantes :
- refroidissement et condensation partielle de la deuxième fraction de courant d'alimentation , - introduction de la deuxième fraction de courant d'alimentation refroidie dans un ballon séparateur amont pour former une deuxième fraction gazeuse et une deuxième fraction liquide , - introduction de la deuxième fraction gazeuse dans la deuxième turbine de détente dynamique ;
- introduction de la deuxième fraction liquide, après détente, dans une partie inférieure de la première colonne de distillation , - la totalité de la deuxième fraction du courant d'alimentation est introduite dans la deuxième turbine de détente dynamique sans refroidissement entre l'étape de séparation du courant d'alimentation et l'étape d'introduction de la deuxième fraction du courant d'alimentation dans la deuxième turbine de détente dynamique, - il comprend les étapes suivantes :
- prélèvement d'une fraction secondaire de compression dans le courant de tête de colonne riche en méthane, avant le passage du courant de tête de colonne riche en méthane dans le premier compresseur, - passage de la fraction secondaire de compression dans un troisième compresseur accouplé à la deuxième turbine de détente dynamique ;
- introduction de la fraction secondaire de compression comprimée issue du troisième compresseur dans le courant de tête de colonne comprimé, en aval du premier compresseur ;
- il comprend les étapes suivantes :
- prélèvement d'un courant de refroidissement d'appoint dans le courant de tête de colonne riche en méthane ou dans un courant formé à partir du courant de tête de colonne riche en méthane ;

- détente et introduction du courant de refroidissement d'appoint détendu dans un courant circulant en amont de la première turbine de détente, avantageusement dans la première fraction du courant d'alimentation refroidie ou dans la fraction d'alimentation de turbine , - il comprend les étapes suivantes :
- passage du courant de tête de colonne riche en méthane dans le premier échangeur thermique , - prélèvement d'un courant de détente auxiliaire dans le courant de tête de colonne riche en méthane, après son passage dans le premier échangeur thermique ;
- détente dynamique du courant de détente auxiliaire dans une turbine auxiliaire de détente dynamique ;
- introduction du courant détendu issu de la turbine auxiliaire de détente dynamique dans le courant de tête de colonne riche en méthane, avant son passage dans le premier échangeur thermique ;
- le deuxième compresseur comprend un premier étage de compression, au moins un deuxième étage de compression et un réfrigérant interposé entre le premier étage de compression et le deuxième étage de compression, le procédé
comprenant une étape de passage du courant de tête de colonne comprimé issu du premier compresseur successivement dans le premier étage de compression, dans le réfrigérant, puis dans le deuxième étage de compression , - la partie de l'effluent issu de la turbine de détente dynamique, le courant de tête de colonne, la fraction d'alimentation de colonne, et la fraction gazeuse de tête, sont placés en relation d'échange thermique dans le deuxième échangeur thermique ; et - au moins une fraction du courant de tête de colonne et la partie de l'effluent de la turbine de détente dynamique sont placées en relation d'échange thermique dans un échangeur thermique aval distinct du deuxième échangeur thermique ;
- le courant de rebouillage auxiliaire est placé en relation d'échange thermique avec le courant issu de la turbine de détente dynamique dans le deuxième échangeur thermique ;

- aucun cycle de réfrigération extérieur n'est utilisé pour refroidir la première fraction du courant d'alimentation dans le premier échangeur thermique , - le courant de fond de colonne est pompé et est avantageusement réchauffé par mise en relation d'échange thermique avec au moins une fraction du courant d'alimentation jusqu'à une température inférieure à sa température de bulle.
L'invention a en outre pour objet une installation de production d'un courant riche en méthane et d'un courant riche en hydrocarbures en C2+ à partir d'un courant d'alimentation contenant des hydrocarbures, du type comprenant - un premier échangeur thermique pour refroidir au moins une première fraction du courant d'alimentation , - un premier ballon séparateur et des moyens d'introduction de la première fraction d'alimentation refroidie dans le premier ballon séparateur pour produire un courant léger de tête et un courant lourd de pied , - des moyens de division du courant léger de tête en une fraction d'alimentation de turbine et en une fraction d'alimentation de colonne , - une première colonne de distillation ;
- des moyens de détente de la fraction d'alimentation de turbine comprenant une première turbine de détente dynamique et des moyens d'introduction d'au moins une partie de la fraction détendue dans la première turbine dans une partie moyenne de la première colonne de distillation , - des moyens de refroidissement et de condensation au moins partielle de la fraction d'alimentation de colonne comprenant un deuxième échangeur thermique et des moyens de détente et d'introduction de la fraction d'alimentation de colonne refroidie dans une partie haute de la première colonne de distillation , - des moyens de détente et des moyens de vaporisation partielle du courant lourd de pied comprenant le premier échangeur thermique ;
- un deuxième ballon séparateur et des moyens d'introduction du courant lourd de pied dans le deuxième ballon séparateur pour produire une fraction gazeuse de tête et une fraction liquide de pied , - des moyens de détente de la fraction liquide de pied et des moyens d'introduction dans la partie moyenne de la première colonne de distillation , - des moyens de refroidissement et de condensation au moins partielle de la fraction gazeuse de tête comprenant le deuxième échangeur thermique et des moyens d'introduction de la fraction gazeuse de tête dans la partie haute de la première colonne de distillation , - des moyens de récupération d'un courant de fond de colonne au pied de la première colonne de distillation, et des moyens de formation du courant riche en hydrocarbures en C2+ à partir du courant de fond de colonne ;
- des moyens de récupération et de réchauffage d'un courant de tête de colonne riche en méthane, à la tête de la première colonne de distillation , - des moyens de compression d'au moins une fraction du courant de tête de colonne comprenant au moins un premier compresseur accouplé à la première turbine de détente dynamique et au moins un deuxième compresseur ;
- des moyens de formation du courant riche en méthane à partir du courant de tête de colonne réchauffé et comprimé ;
- des moyens de prélèvement dans le courant de tête de colonne d'un courant de soutirage, - des moyens de refroidissement et d'introduction du courant de soutirage refroidi dans une partie haute de la première colonne de distillation , caractérisé en ce que l'installation comprend :
- des moyens de formation d'un courant de reflux refroidi à partir d'au moins une partie d'un effluent issu d'une turbine de détente dynamique, la partie de l'effluent issu de la turbine de détente dynamique étant refroidie et au moins partiellement liquéfiée dans un échangeur thermique pour former le courant de reflux refroidi, - des moyens d'introduction du courant de reflux refroidi issu de l'échangeur thermique dans la première colonne de distillation.
L'invention sera mieux comprise à la lecture de la description qui va suivre, donnée uniquement à titre d'exemple, et faite en se référant aux dessins annexés sur lesquels - la Figure 1 est un schéma synoptique fonctionnel d'une première installation de production destinée à la mise en oeuvre d'un premier procédé
selon l'invention , - la Figure 2 est un schéma synoptique fonctionnel d'une deuxième installation de production destinée à la mise en oeuvre d'un deuxième procédé
selon l'invention , - la Figure 3 est un schéma synoptique fonctionnel d'une troisième installation de production destinée à la mise en oeuvre d'un troisième procédé
selon l'invention , - la Figure 4 est un schéma synoptique fonctionnel d'une quatrième installation de production destinée à la mise en oeuvre d'un quatrième procédé
selon l'invention - la Figure 5 est un schéma synoptique fonctionnel d'une cinquième installation de production destinée à la mise en oeuvre d'un cinquième procédé
selon l'invention , - la Figure 6 est un schéma synoptique fonctionnel d'une sixième installation de production destinée à la mise en oeuvre d'un sixième procédé
selon l'invention , - la Figure 7 est un schéma synoptique fonctionnel d'une septième installation de production destinée à la mise en oeuvre d'un septième procédé
selon l'invention , - la Figure 8 est un schéma synoptique fonctionnel d'une huitième installation de production destinée à la mise en oeuvre d'un huitième procédé
selon l'invention.
Dans tout ce qui suit, on désignera par les mêmes références un courant circulant dans une conduite et la conduite qui le transporte.
En outre, sauf indication contraire, les pourcentages cités sont des pourcentages molaires et les pressions sont données en bars absolus. Le rendement de chaque compresseur est choisi comme étant de 82% polytropique et le rendement de chaque turbine est de 85% adiabatique. De même les colonnes de distillation décrites utilisent des plateaux mais elles peuvent également utiliser du garnissage vrac ou structuré. Une combinaison de plateaux et de garnissage est également possible. Les turbines additionnelles décrites entraînent des compresseurs mais elles peuvent également entrainer des générateurs électriques à fréquence variable dont l'électricité produite peut être utilisée dans le réseau par l'intermédiaire d'un convertisseur de fréquence.
Les courants dont la température est supérieure à l'ambiante sont décrits comme étant refroidis par des aéro réfrigérants. En variante, il est possible d'utiliser des échangeurs à eau par exemple à eau douce ou à eau de mer.
La Figure 1 illustre une première installation 10 de production d'un courant 12 riche en méthane et d'une coupe 14 riche en hydrocarbures en C2+ selon l'invention, à partir d'un courant gazeux 16 d'alimentation.
Le courant gazeux 16 est un courant de gaz naturel, un courant de gaz de raffinerie, ou un courant de gaz synthétique obtenu à partir d'une source hydrocarbonée telle que du charbon, de l'huile brute, du naphta. Dans l'exemple représenté sur les Figures, le courant 16 est un courant de gaz naturel déshydraté.
Le procédé et l'installation 10 s'appliquent avantageusement à la construction d'une nouvelle unité de récupération de méthane et d'éthane.
L'installation 10 comprend, d'amont en aval, un premier échangeur thermique 20, un premier ballon séparateur 22, un deuxième ballon séparateur 24, et une première turbine de détente dynamique 26, propre à produire du travail lors de la détente d'un courant passant à travers la turbine.
L'installation comprend en outre un deuxième échangeur thermique 28, une première colonne de distillation 30, un premier compresseur 32 accouplé à la première turbine de détente dynamique 26, un premier réfrigérant 34, un deuxième compresseur 36, un deuxième réfrigérant 38, et une pompe de fond de colonne 40.
Un premier procédé de production selon l'invention, mise en oeuvre dans l'installation 10 va maintenant être décrit.
Le courant d'alimentation 16 d'un gaz naturel déshydraté comprend en moles, 2,06% d'azote, 83,97% de méthane, 6,31 % d'éthane, 3,66% de propane, 0,70% d'isobutane, 1,50% de n-butane, 0,45 % d'isopentane, 0,83% de n-pentane et 0,51 % de dioxyde de carbone.
Le courant d'alimentation 16 présente donc plus généralement en moles entre 5 % et 15 % d'hydrocarbures en C2+ à extraire et entre 75 % et 90 % de méthane.
Par gaz déshydraté , on entend un gaz dont la teneur en eau est la plus basse possible et est notamment inférieure à 1 ppm.

Le courant d'alimentation 16 présente une pression supérieure à 35 bars et une température voisine de la température ambiante et notamment sensiblement égale à 30 C. Le débit du courant d'alimentation est dans cet exemple de 15 kmoles/heure.
Dans l'exemple représenté, le courant d'alimentation 16 est introduit dans sa totalité dans le premier échangeur thermique 20 où il est refroidi et partiellement condensé pour former une fraction 42 de courant d'alimentation refroidi.
La température de la fraction 42 est inférieure à -10 C et est notamment égale à - 26 C. Puis, la fraction refroidie 42 est introduite dans le premier ballon séparateur 22.
La teneur en liquide de la fraction refroidie 42 est inférieure à 50% molaire.
Un courant léger de tête 44 gazeux et un courant lourd de pied 45 liquide sont extraits du premier ballon séparateur 22. Le courant gazeux 44 est divisé
en une fraction minoritaire 46 d'alimentation de colonne et en une fraction majoritaire 48 d'alimentation de turbine. Le rapport du débit molaire de la fraction majoritaire 48 à la fraction minoritaire 46 est supérieur à 2.
La fraction d'alimentation de colonne 46 est introduite dans le deuxième échangeur 28 pour y être totalement liquéfiée et sous-refroidie. Elle forme une fraction d'alimentation de colonne refroidie 49. Cette fraction 49 est détendue dans une première vanne de détente statique 50 pour former une fraction détendue 52 introduite en reflux dans la première colonne de distillation 30.
La température de la fraction détendue 52 obtenue après passage dans la vanne 50 est inférieure à -70 C et est notamment égale à -109 C.
La pression de la fraction détendue 52 est en outre sensiblement égale à la pression d'opération de la colonne 30 qui est inférieure à 40 bars et notamment comprise entre 10 bars et 30 bars, avantageusement égale à 20 bars.
La fraction 52 est introduite dans une partie haute de la colonne 30 à un niveau Ni, situé par exemple au cinquième étage en partant du haut de la colonne 30.
La fraction d'alimentation de turbine 48 est introduite dans la première turbine de détente dynamique 26. Elle subit une expansion dynamique jusqu'à
une pression proche de la pression d'opération de la colonne 30 pour former une fraction d'alimentation détendue 54 qui présente une température inférieure à
-50 C.
Selon l'invention, la fraction détendue 54 est envoyée dans le deuxième échangeur thermique 28 pour y être refroidie et former un courant de reflux refroidi additionnel 56.
L'expansion de la fraction d'alimentation 48 dans la première turbine 26 permet de récupérer 4584 kW d'énergie qui refroidissent la fraction 48.
Selon l'invention, le courant 54, qui est un effluent issu d'une turbine 26 de détente dynamique est refroidi et est au moins partiellement liquéfié pour constituer un premier courant de reflux refroidi 56.
La température du courant de reflux refroidi 56 est inférieure à -60 C.
La teneur en liquide du courant de reflux refroidi 56 est supérieure à 5%
molaire.
Le courant de reflux refroidi 56 est introduit dans une partie moyenne de la colonne 30 située sous la partie supérieure, à un niveau N2 correspondant au dixième étage en partant du haut de la colonne 30.
Le courant liquide 45 récupéré au fond du premier ballon séparateur 22 est détendu dans une deuxième vanne de détente statique 58, puis est réchauffé
dans le premier échangeur thermique 20 et est partiellement vaporisé pour former un courant lourd détendu 60.
La pression du courant lourd détendu 60 est inférieure à 50 bars et est notamment sensiblement égale à 20,7 bars. La température du courant lourd détendu 60 est supérieure à -50 OC et est notamment sensiblement égale à -20 C.
Le courant lourd détendu 60 est ensuite introduit dans le deuxième ballon séparateur 24 pour y être séparé en une fraction gazeuse de tête 62 et en une fraction liquide de pied 64.
La fraction liquide de pied 64 est alors détendue sensiblement à la pression d'opération de la colonne 30 à travers une troisième vanne de détente statique 66.
La fraction liquide détendue 68 issue de la troisième vanne 66 est introduite en reflux dans une partie moyenne de la première colonne 30, à un niveau N3 situé sous le niveau N2, avantageusement au quatorzième étage en partant du haut de la première colonne 30.

La fraction gazeuse de tête 62 est introduite dans le deuxième échangeur thermique 28 pour y être refroidie et totalement liquéfiée. Elle est ensuite détendue dans une quatrième vanne de détente statique 70 et forme une fraction détendue 72. La température de la fraction détendue 72 est inférieure à -70 C
et est notamment égale à -106.9 C. Sa pression est sensiblement égale à la pression de la colonne 30.
La fraction détendue 72 est introduite en reflux dans une partie haute de la colonne 30 située à un niveau N5 placé entre le niveau Ni et le niveau N2, avantageusement au cinquième étage en partant du haut de la colonne 30. La température de la fraction liquide détendue 68 est inférieure à 0 C et est notamment égale à -20.4 C.
Un premier courant de rebouillage 74 est prélevé au voisinage du fond de la colonne 30 à une température supérieure à -3 C et notamment sensiblement égale à 12,08 C, à un niveau N6 situé avantageusement au vingt-et-unième étage en partant du haut de la colonne 30.
Le premier courant 74 est amené jusqu'au premier échangeur thermique 20 où il est réchauffé jusqu'à une température supérieure à 3 C et notamment égale à 18,88 C avant d'être renvoyé à un niveau N7 correspondant au vingt-deuxième étage en partant du haut de la colonne 30.
Un deuxième courant de rebouillage 76 est prélevé à un niveau N8 situé
au-dessus du niveau N6 et en dessous du niveau N3, avantageusement au dix-huitième étage en partant du haut de la colonne. Le deuxième courant de rebouillage 76 est introduit dans le premier échangeur thermique 20 pour y être réchauffé jusqu'à une température supérieure à -8 C et notamment égale à
7,23 C. Il est ensuite renvoyé dans la colonne 30 à un niveau N9 situé sous le niveau N8 et au-dessus du niveau N6, avantageusement au dix-neuvième étage en partant du haut de la colonne 30.
Un troisième courant de rebouillage 78 est prélevé à un niveau N10 situé
sous le niveau N3 et au-dessus du niveau N8, avantageusement au quinzième étage en partant du haut de la colonne 30. Le troisième courant de rebouillage est ensuite amené jusqu'au premier échangeur thermique 20 où il est réchauffé
jusqu'à une température supérieure à -30 C et notamment égale à -15.6 C avant d'être renvoyé à un niveau N11 de la colonne 30 situé sous le niveau N10 et situé

au-dessus du niveau N8, avantageusement au seizième étage en partant du haut de la colonne 30.
Selon l'invention, un quatrième courant de rebouillage 80 est prélevé dans une partie moyenne de la colonne 30 à un niveau N12 situé sous le niveau N2 et au-dessus du niveau N3, et avantageusement au douzième étage en partant du haut de la colonne 30.
Ce quatrième courant de rebouillage 80 est amené jusqu'au deuxième échangeur thermique 28 où il est réchauffé par échange thermique avec l'effluent 54 de la turbine 26 jusqu'à une température supérieure à -50 C. Il échange ainsi une puissance thermique qui permet de fournir une partie des frigories nécessaires à la formation du courant de reflux refroidi 56. Le quatrième courant 80 est ensuite réintroduit dans la colonne 30 à un niveau N13 situé sous le niveau N12 et au-dessus du niveau N3, avantageusement au treizième étage, en partant du haut de la colonne 30.
Ainsi, les courants 52, 72 et 96 sont introduits dans la partie haute de la colonne 30 qui s'étend à partir d'une hauteur supérieure à 35% de la hauteur de la colonne 30, alors que les courants 56 et 68 sont introduits dans une partie moyenne qui s'étend sous la partie haute.
La colonne 30 produit en pied un courant liquide 82 de fond de colonne. Le courant 82 de fond de colonne présente une température supérieure à 4 C et notamment égale à 18.9 C.
Ainsi, le courant de fond 82 contient en mole 1,45% de dioxyde de carbone, 0% d'azote, 0,46% de méthane, 45,83% d'éthane, 26,80% de propane, 5,18% de i-butane, 10,96% de n-butane, 3,26% de i-pentane, 6,07% de n-pentane.
Plus généralement, le courant 82 a un rapport C1/C2 inférieur à 3%
molaire, par exemple égal à 1 %.
Il contient plus de 95%, avantageusement plus de 99% en moles de l'éthane contenu dans le courant d'alimentation 16 et il contient sensiblement 100% en moles des hydrocarbures en C3+ contenus dans le courant d'alimentation 16.
Le courant de fond de colonne 82 est pompé dans la pompe 40 pour former la coupe 14 riche en hydrocarbures en C2+.

Il peut être avantageusement réchauffé par mise en relation d'échange thermique avec au moins une fraction du courant d'alimentation 16 jusqu'à une température inférieure à sa température de bulle, pour le maintenir sous forme liquide.
La colonne 30 produit en tête un courant gazeux 84 de tête de colonne riche en méthane. Le courant 84 présente une température inférieure à -70 C
et notamment sensiblement égale à -108,9 C. Il présente une pression sensiblement égale à la pression de la colonne 30, par exemple égale à 19,0 bars.
Le courant de tête 84 est successivement introduit dans le deuxième échangeur thermique 28, puis dans le premier échangeur thermique 20 pour y être réchauffé et former un courant 86 de tête riche en méthane réchauffé. Le courant 86 présente une température supérieure à -10 C et notamment égale à 27,5 C.
Puis, le courant 86 est introduit successivement dans le premier compresseur 32 entraîné par la turbine principale 26 pour y être comprimé à
une pression sensiblement égale à 40 bars, avant d'être introduit dans le premier réfrigérant à air 34 pour y être refroidi à une température inférieure à 60 C, notamment à égale à 40 C.
Le courant 88 partiellement comprimé ainsi obtenu est introduit dans le deuxième compresseur 36 puis dans le deuxième réfrigérant 38 pour former un courant de tête 90 comprimé. Le courant 90 présente ainsi une pression supérieure à 35 bars et notamment sensiblement égale à 63,1 bars.
Le courant de tête de colonne refroidi 90 forme essentiellement le courant riche en méthane 12 produit par le procédé selon l'invention.
Sa composition est avantageusement de 97,19% molaire de méthane, 2,39% molaire d'azote et 0,06% molaire d'éthane. Il comprend plus de 99% du méthane contenu dans le courant d'alimentation 16 et moins de 5% des hydrocarbures en C2+ contenus dans le courant d'alimentation 16.
Comme illustré par la Figure 1, un courant de soutirage 92 est prélevé dans le courant de tête comprimé 90. Le courant 92 présente un débit molaire non nul compris entre 0 % et 35 % du débit molaire du courant de tête comprimé 90 en amont du prélèvement, le reste du courant de tête comprimé 90 formant le courant 12.

Le courant de soutirage 92 est refroidi successivement dans le premier échangeur 20, puis dans le deuxième échangeur 28, avant d'être détendu dans une cinquième vanne de détente statique 94.
Le courant 96, qui avant détente dans la vanne 94 est essentiellement liquéfié, possède après détente une fraction liquide supérieure à 0,8. Le courant de soutirage détendu 96 issu de la cinquième vanne 94 est ensuite introduit en reflux au voisinage de la tête de la colonne 30 à un niveau N14 situé au-dessus du niveau Ni et correspondant avantageusement au premier étage de la colonne 30.
La température du courant de soutirage détendu 96 avant son introduction dans la colonne 30 est inférieure à -70 C et est avantageusement égale à
-111.4 C.
Des exemples de température, de pression, et de débit molaire des différents courants sont donnés dans le Tableau 1 ci-dessous.

Courant Température Pression Débit ( C) (bars) (kgmol/h) 12 40,0 63,1 12950 14 19,4 24,2 2050 16 30,0 62,0 15000 42 -26,0 61,0 15000 44 -26,0 61,0 13472 45 -26,0 61,0 1528 46 -26,0 61,0 1350 48 -26,0 61,0 12122 49 -106,9 60,0 1350 52 -109,0 19,2 1350 54 -74,2 19,2 12122 56 -84,0 19,1 12122 60 -20,0 20,2 1528 62 -20,0 20,2 685 64 -20,0 20,2 843 68 -20,4 19,2 843 72 -106,9 19,2 685 82 18,9 19,2 2050 84 -108,9 19,0 15080 86 27,5 18,0 15080 88 40,0 25,1 15080 90 40,0 63,1 15080 92 40,0 63,1 2130 96 -111,4 19,2 2130 Par rapport à une installation de l'état de la technique, telle que décrite par exemple dans le brevet américain US 6,578,379, la consommation énergétique du procédé, constituée par l'énergie d'entraînement du deuxième compresseur 36 est de 13630 kW contre 14494 kW avec un procédé selon US 6,578,379, dans lequel le même débit de charge à traiter est utilisé.
Par rapport à l'état de la technique, le procédé selon l'invention permet donc d'obtenir une réduction significative de la puissance consommée, tout en conservant une forte sélectivité pour l'extraction d'éthane.
Une deuxième installation 110 selon l'invention est représentée sur la Figure 2. Cette installation 110 est destinée à la mise en oeuvre d'un deuxième procédé selon l'invention.

A la différence de la première installation 10, la deuxième installation 110 comprend une deuxième turbine de détente dynamique 112 couplée à un troisième compresseur 114.
A la différence du premier procédé selon l'invention, le courant d'alimentation 16 est divisé en une première fraction 115 de courant d'alimentation et en une deuxième fraction 116 de courant d'alimentation.
Le rapport du débit molaire de la première fraction 115 à la deuxième fraction 116 est par exemple supérieur à 2 et est notamment compris entre 2 et 15.
La première fraction 115 est dirigée vers le premier échangeur thermique 20 pour former la fraction refroidie 42.
La deuxième fraction 116 est dirigée vers la deuxième turbine de détente dynamique 112 pour y être détendue dynamiquement jusqu'à une pression inférieure à 40 bars, avantageusement sensiblement égale à la pression de la colonne 30.
La deuxième fraction d'alimentation détendue 118 récupérée à la sortie de la deuxième turbine de détente 112 présente ainsi une température inférieure à
0 C et notamment égale à -24 C. L'expansion thermique dans la turbine 112 permet de récupérer 1364 kW pour refroidir le flux.
La fraction 118 est ensuite introduite dans le deuxième échangeur thermique 28 pour y être refroidie et au moins partiellement liquéfiée. La fraction refroidie 120 issue du deuxième échangeur 28 forme un deuxième courant de reflux refroidi qui est introduit dans la colonne 30 à un niveau supérieur N15 situé
entre le niveau N2 et le niveau N5, avantageusement au sixième étage en partant du haut de la colonne 30.
La température du deuxième courant de reflux refroidi 120 est par exemple inférieure à -70 C et est notamment égale à -104.8 C.
Selon l'invention, le deuxième courant de reflux refroidi 120 est formé à
partir d'un effluent 118 d'une turbine de détente dynamique 112, cet effluent étant refroidi dans le deuxième échangeur thermique 28 avant d'être introduit dans la colonne 30.

Dans une variante représentée en pointillés sur la Figure 2, la deuxième fraction 116 est prélevée dans l'échangeur 20 pour y être refroidie partiellement et partiellement liquéfiée.
La deuxième fraction 116 est alors introduite dans un ballon séparateur amont 122. La deuxième fraction 116 est séparée dans le ballon 122 en une deuxième fraction liquide de pied 124 et en une deuxième fraction gazeuse de tête 126.
La deuxième fraction de pied 124 est détendue dans une sixième vanne de détente statique 128 jusqu'à une pression inférieure à 40 bars et sensiblement égale à la pression de la colonne 30. Elle forme ainsi une deuxième fraction liquide détendue 130 qui est introduite à un niveau N16 de la colonne 30 situé
entre le niveau N11 et le niveau N8, avantageusement au quinzième étage en partant du haut de la colonne 30.
La deuxième fraction de tête 126 est introduite dans la deuxième turbine de détente dynamique 112 pour former la deuxième fraction d'alimentation détendue 118.
Le rapport du débit molaire de la deuxième fraction de pied 124 à la deuxième fraction de tête 126 est inférieur à 0,2.
En outre, le courant de tête réchauffé 86 est séparé, à la sortie du premier échangeur thermique 20 en une première fraction 121A de courant de tête réchauffé envoyée au premier compresseur 32 et en une deuxième fraction 121 B
de courant de tête réchauffé envoyée au troisième compresseur 114. La fraction 121B est comprimée dans le troisième compresseur 114 jusqu'à une pression supérieure à 15 bars.
La fraction comprimée 121C obtenue à la sortie du troisième compresseur 114 est mélangée à la fraction comprimée 121D obtenue à la sortie du premier compresseur 32, avant leur introduction dans le premier réfrigérant 34.
Cette disposition en parallèle des compresseurs 32, 114 permet de pallier la panne de l'un ou de l'autre des compresseurs, sans avoir à stopper totalement l'installation.
Des exemples de température, de pression et de débit molaire des différents courants sont donnés dans le Tableau 2 ci-dessous.

Courant Température Pression Débit ( C) (bars) (kgmol/h) 12 -108,7 61,6 1588 14 15,3 22,9 2055 16 30,0 62,0 15000 42 -32,0 61,0 12500 44 -32,0 61,0 10936 45 -32,0 61,0 1564 46 -32,0 61,0 645 48 -32,0 61,0 10291 49 -108,7 60,0 645 52 -111,2 17,9 645 54 -81,4 18,4 10291 56 -85,0 17,9 10291 60 -35,0 36,5 1564 62 -35,0 36,5 448 64 -35,0 36,5 1116 68 -44,8 17,9 1116 72 -109,5 17,9 448 82 14,9 17,9 2055 84 -110,7 17,7 14534 86 25,1 16,7 14534 88 40,0 24,7 14534 90 40,0 63,1 14534 92 40,0 63,1 1588 96 -113,3 17,9 1588 115 30,0 62,0 12500 116 30,0 62,0 2500 118 -24,0 18,9 2500 120 -104,8 17,9 2500 121C 61,6 25,2 3829 121D 61,6 25,2 10704 La consommation globale du procédé, est encore réduite par rapport au premier procédé selon l'invention, pour valoir environ 13392 kW.
Dans une variante non représentée, le deuxième compresseur 36 comprend deux étages de compression séparés par un aéro-réfrigérant.
L'arrangement ainsi obtenu permet une économie supplémentaire de puissance de 884 kW.
La puissance consommée par le compresseur 36 en fonction du débit de la deuxième fraction de courant d'alimentation 116 est donnée dans le tableau 3 ci-dessous.

Récupération Débit vers la Puissance de Puissance de la Puissance du d'Ethane turbine 112 la turbine 26 turbine 112 compresseur % mole kmol/h kW kW kW
99,20 1000 4111 546 13842 99,19 1500 3997 819 13567 99,20 2000 3904 1091 13446 99,18 2500 3812 1364 13392 99,19 3000 3721 1637 13425 99,20 3500 3631 1910 13534 D'après ce tableau, il est possible d'obtenir un gain de puissance d'au moins 7,6% par rapport au procédé décrit dans l'état de la technique.
En outre, pour un rapport de débit compris entre 4 et 6,5 , entre le débit de la première fraction de courant d'alimentation 115 et de la deuxième fraction de courant d'alimentation 116, un minimum de puissance consommée est observé.
Une troisième installation selon l'invention 140 est représentée sur la Figure 3. Cette troisième installation est destinée à la mise en oeuvre d'un troisième procédé selon l'invention.
A la différence de la deuxième installation 110, le courant 54 issu de la première turbine de détente 26 est envoyé directement en reflux dans la colonne 30, au niveau N2, sans être refroidi, notamment dans le deuxième échangeur thermique 28.
Des exemples de température, de pression et de débit molaire des différents courants sont donnés dans le Tableau 4 ci-dessous.

Courant Température Pression Débit ( C) (bars) (kgmol/h) 12 40,0 63,1 12951 14 16,7 23,2 2049 16 30,0 62,0 15000 42 -34,0 61,0 12000 44 -34,0 61,0 10392 45 -34,0 61,0 1608 46 -34,0 61,0 315 48 -34,0 61,0 10077 49 -108,3 60,0 315 52 -110,8 18,2 315 54 -83,7 18,2 10077 60 -35,0 36,0 1608 62 -35,0 36,0 503 64 -35,0 36,0 1104 68 -44,5 18,2 1104 72 -108,9 18,2 503 82 16,2 18,2 2049 84 -110,3 18,0 14821 86 23,6 17,0 14821 88 40,0 25,3 14821 90 40,0 63,1 14821 92 40,0 63,1 1870 96 -112,8 18,2 1870 115 30,0 62,0 12000 116 30,0 62,0 3000 118 -23,5 19,2 3000 120 -104,2 18,2 3000 121C 60,4 25,8 4514 121 D 60,4 25,8 10307 Une quatrième installation 150 selon l'invention est représentée sur la Figure 4. Cette quatrième installation 150 est destinée à la mise en oeuvre d'un quatrième procédé selon l'invention.
Le quatrième procédé s'applique avantageusement à un courant d'alimentation 16 présentant des hydrocarbures lourds qui ont tendance à figer à
basse température. Ces hydrocarbures lourds sont par exemple en C6+. Ainsi, la concentration en hydrocarbures en C6+ est supérieure à 0,3% molaire dans le courant d'alimentation 16.
Un exemple de courant d'alimentation 16 pour la mise en oeuvre du quatrième procédé selon l'invention comprend en mole 2,06% d'azote, 83,97% de méthane, 6,31% d'éthane, 3,66% de propane, 0,7% d'isobutane, 1,5% de n-butane, 0,45% d'isopentane, 0,51% de n-pentane, 0,19% de n-hexane, 0,10% de n-heptane, 0,03% de n-octane, et 0,51 % de dioxyde de carbone.
A la différence de la troisième installation 140, la quatrième installation selon l'invention comprend un ballon séparateur aval 152 placé à la sortie de la deuxième turbine de détente 112.
Ainsi, le quatrième procédé selon l'invention diffère du troisième procédé
selon l'invention en ce que la deuxième fraction d'alimentation refroidie 118 et partiellement liquéfiée est introduite dans le ballon aval 152.
Cette fraction 118 est séparée dans le ballon aval 152 en un troisième courant de pied liquide 154 et en un troisième courant de tête gazeux 156.
Le troisième courant de pied liquide 154 est introduit dans une sixième vanne de détente statique 128 pour y être détendue et former un troisième courant de pied détendu 158.
Le troisième courant de pied détendu 158 présente une température supérieure à 0 C et notamment égale à - 23,3 C. Il présente une pression sensiblement égale à la pression de la colonne 30.
Le troisième courant de pied détendu 158 est introduit dans la colonne 30 à
un niveau N16 situé entre le niveau N11 et le niveau N8, sensiblement au treizième étage en partant du haut de la colonne 30.
Le troisième courant de tête 156, qui forme une partie de l'effluent 118 issu de la deuxième turbine de détente dynamique 112 est introduit dans le deuxième échangeur 28 pour y être refroidi et partiellement liquéfié, avant de former un troisième courant de reflux refroidi 160.
La température du troisième courant de reflux refroidi 160 est inférieure à
-70 C. Ce courant de reflux refroidi 160 est introduit dans la colonne 30 au niveau N15.
La mise en oeuvre du quatrième procédé selon l'invention est par ailleurs analogue à celle du troisième procédé selon l'invention.
Des exemples de température, de pression, et de débit molaire des différents courants sont donnés dans le Tableau 5 ci-dessous.

Courant Température Pression Débit ( C) (bars) (kgmol/h) 12 40,0 63,1 12948 14 16,3 23,2 2052 16 30,0 62,0 15000 42 -34,2 61,0 12000 44 -34,2 61,0 10397 45 -34,2 61,0 1603 46 -34,2 61,0 662 48 -34,2 61,0 9735 49 -108,3 60,0 662 52 -110,8 18,2 662 54 -84,0 18,2 9735 60 -35,0 36,0 1603 62 -35,0 36,0 495 64 -35,0 36,0 1108 68 -44,2 18,2 1108 72 -108,9 18,2 495 82 15,9 18,2 2052 84 -110,3 18,0 14597 86 25,1 17,0 14597 88 40,0 25,1 14597 90 40,0 63,1 14597 92 40,0 63,1 1649 96 -112,8 18,2 1649 115 30 62,0 12000 116 30,0 62,0 3000 118 -23,0 19,2 3000 154 -23,0 19,2 109 156 -23,0 19,2 2891 158 -23,3 18,2 109 160 -104,5 18,2 2891 121C 61,6 25,6 4577 121D 61,6 25,6 10019 La diminution de la puissance consommée par le deuxième compresseur 36 en fonction du débit introduit dans la deuxième turbine de détente dynamique 112 est donnée dans le tableau 6 ci-dessous.

Récupération Débit vers la Puissance de Puissance de Puissance du d'Ethane turbine 112 la turbine 26 la turbine 112 compresseur 36 % mole kmol/h kW kW kW
99,19 1000 3994 539 13772 99,18 1500 3851 809 13518 99,18 2000 3745 1078 13444 99,20 2500 3641 1348 13288 99,18 3000 3558 1617 13170 99,18 3500 3483 1887 13216 Le quatrième procédé selon l'invention permet avantageusement de traiter des charges comprenant des composés se solidifiant à très basse température, tout en conservant un excellent rendement d'extraction et une consommation énergétique très basse.
Une cinquième installation selon l'invention 170 est représentée sur la Figure 5. Cette cinquième installation 170 est destinée à la mise en oeuvre d'un cinquième procédé selon l'invention.
La cinquième installation 170 diffère de la première installation 10 en ce qu'elle comprend une vanne 172 de dérivation d'une partie du courant de soutirage 92 pour dériver cette partie en amont de la première turbine de détente dynamique 26.
Dans l'exemple représenté sur la Figure 5, le deuxième compresseur 36 comprend en outre deux étages de compression 36A, 36B séparés par un aéro-réfrigérant 38A.
La mise en oeuvre du cinquième procédé selon l'invention diffère de la mise en oeuvre du premier procédé en ce qu'un courant de refroidissement d'appoint 174 est prélevé dans le courant de soutirage 25 obtenu après son passage dans le premier échangeur thermique 20. Le rapport du débit molaire du courant 174 au débit molaire du courant de soutirage 25 avant prélèvement, est compris entre
5 et 50%.
Le cinquième procédé a un courant d'alimentation 16 dont la teneur en hydrocarbures en C2+ est avantageusement supérieure à 15 %.
Un exemple de composition du courant 16 pour la mise en oeuvre du cinquième procédé selon l'invention comprend en mole 0,35% d'azote, 80,03%
de méthane, 11,33% d'éthane, 3,60% de propane, 1,64% d'isobutane, 2,00% de n-butane, 0,24% d'isopentane, 0,19% de n-pentane, 0,19% de n-hexane, 0,10%
de n-heptane, 0,03% de n-octane, et 0,30% de dioxyde de carbone.
La température de la coupe C2+ de fond de la colonne de distillation 30 étant sensiblement égale à -0.5 C, elle est avantageusement réchauffée.
Le courant de refroidissement d'appoint 174 est prélevé en aval du premier échangeur 20 et en amont du deuxième échangeur 28.
Le courant 174 est introduit dans la vanne de détente 172 pour y être détendu jusqu'à une pression équivalente à celle du gaz d'alimentation et former un courant de refroidissement d'appoint détendu 176. Le courant 176 est réintroduit dans la fraction d'alimentation de turbine 48, en amont de la première turbine de détente dynamique 26, et en aval du point de séparation entre la fraction d'alimentation de colonne 46 et la fraction d'alimentation de turbine 48.
La combinaison 178 des courants 48 et 176 permet de récupérer 5500 kW
d'énergie pour refroidir l'effluent 54.
En outre, le courant 88 partiellement comprimé est introduit dans le premier étage de compression 36A pour y être comprimé puis dans l'aéro-réfrigérant 38A, avant d'entrer dans le deuxième étage de compression 36B.
Ceci permet d'obtenir un gain notable en terme de puissance consommée.
Des exemples de température, de pression, et de débit molaire des différents courants sont donnés dans le Tableau 7 ci-dessous.

Courant Température Pression Débit ( C) (bars) (kgmol/h) 12 40,0 63,1 12078 14 1,0 31,9 2922 16 40,0 62,0 15000 42 -24,0 61,0 15000 44 -24,0 61,0 12635 45 -24,0 61,0 2365 46 -24,0 61,0 2100 48 -24,0 61,0 10535 49 -112,3 60,0 2100 52 -112,0 15,0 2100 54 -82,4 15,0 12535 56 -93,3 15,0 12535 60 -38,0 39,7 2365 62 -38,0 39,7 423 64 -38,0 39,7 1942 68 -54,1 15,0 1942 72 -112,4 15,0 423 82 -0,5 15,0 2922 84 -114,4 14,8 15648 86 37,3 13,8 15468 88 40,0 19,9 15468 90 40,0 63,1 15468 92 40,0 63,1 3390 96 -115,6 15,0 1390 174 -45,0 62,6 2000 176 -46,1 61,0 2000 178 -27,4 61,0 12535 La diminution de la puissance du deuxième compresseur 36 en fonction du débit recyclé vers la première turbine de détente dynamique 26 est illustrée par le Tableau 8 ci-dessous.

Récupération Débit vers la Puissance de Température Puissance du d'Ethane turbine 26 la turbine 26 du courant 56 compresseur % mole kmol/h kW C kW
99,18 0 5383 -85,7 17506 99,19 200 5419 -85,7 17159 99,18 500 5444 -86,7 16967 99,20 800 5459 -88,2 16847 99,19 1100 5475 -89,7 16758 99,18 1700 5493 -92,1 16658 99,17 2000 5499 -93,2 16650 99,19 2100 5498 -93,6 16665 Une diminution de 4,9% de la puissance du deuxième compresseur 36 est observée par rapport au premier procédé selon l'invention, qui lui-même représente un gain de 5,2% par rapport à l'état de la technique mis en oeuvre sur ce gaz lourd.
Une sixième installation selon l'invention est représentée sur la Figure 6.
Cette sixième installation 180 diffère de la cinquième installation 150 par la présence d'une turbine de détente dynamique aval 182 accouplée à un compresseur aval 184.
A la différence du cinquième procédé selon l'invention, un courant de détente auxiliaire 186 est prélevé dans le courant de tête comprimé 90 issu de l'aéro-réfrigérant 38 en parallèle du courant de soutirage 92.
Le courant de détente auxiliaire 186 est convoyé jusqu'à la turbine de détente dynamique aval 182 pour y être détendu à une pression inférieure à 40 bars et sensiblement égale à 15,3 bars.
Le courant de détente auxiliaire détendu 188 issu de la turbine 182 est ensuite réintroduit dans le courant de tête 190, en amont du premier échangeur thermique 20 et en aval du deuxième échangeur thermique 28.
Par ailleurs, comme dans le quatrième procédé selon l'invention, le courant 86 issu du premier échangeur thermique 20 est séparé en une première fraction de recompression 121A qui est envoyée vers le premier compresseur 32 et en une deuxième fraction de compression 121 B qui est envoyée vers le compresseur aval 184.
Le rapport du débit molaire du courant de détente auxiliaire 186 au courant de tête comprimé 90 issu du réfrigérant 38 est inférieur à 30% et est sensiblement compris entre 10 et 30 %.
Des exemples de température, de pression et de débit molaire des différents courants sont donnés dans le Tableau 9 ci-dessous.

Courant Température Pression Débit ( C) (bars) (kgmol/h) 12 40,0 63,1 12076 14 3,8 31,9 2924 16 40,0 62,0 15000 42 -31,0 61,0 15000 44 -31,0 61,0 11946 45 -31,0 61,0 3054 46 -31,0 61,0 1905 48 -31,0 61,0 10041 49 -110,9 60,0 1905 52 -110,7 16,0 1905 54 -82,4 16,0 10091 56 -89,9 15,9 10091 60 -38,0 39,7 3054 62 -38,0 39,7 795 64 -38,0 39,7 2259 68 -53,7 16,0 2259 72 -110,5 16,0 795 82 2,4 16,0 2924 84 -112,9 15,8 13126 86 33,5 14,8 16126 88 40 22,1 16126 90 40,0 63,1 16126 92 40,0 63,1 1050 96 -114,0 16,0 1000 174 -45,0 62,6 50 176 -46,1 61,0 50 178 -31,1 61,0 10091 186 40,0 63,1 3000 188 -43,4 15,3 3000 190 -43,4 15,3 16126 121C 71,5 22,6 5328 121D 71,5 22,6 10798 La diminution de la puissance du compresseur 36 en fonction du débit envoyé à la première turbine 32 et du débit envoyé à la turbine aval 182 est décrite dans le Tableau 10 ci-dessous.
La consommation globale du procédé est encore réduite par rapport au cinquième procédé selon l'invention, pour valoir 15716 kW, alors que cette consommation était de 16650 kW pour le cinquième procédé selon l'invention.

Débit Puissance Débit à la Puissance Pression de Puissance du recyclé à la de la turbine de la compresseur turbine 26 turbine 26 auxiliaire 182 turbine 182 la colonne 30 36 kmol/h kW kmol/h kW bar kW

1200 4733 1500 1031 15.4 16221 La récupération d'éthane est sensiblement égale à 99,18% dans les trois cas.
Dans une variante, l'installation 180 comprend une deuxième vanne de dérivation 192 propre à envoyer une partie du flux 54 vers la colonne 30 sans être refroidie, notamment dans le deuxième échangeur thermique 28.
Une fraction du courant 54 peut donc être prélevée et passer dans la vanne 192 avant d'être réintroduite dans la fraction 56.
Une septième installation 200 selon l'invention est représentée sur la Figure 7. A la différence de la cinquième installation 170 représentée sur la Figure 5, la septième installation comprend, comme dans la quatrième installation 150, un ballon séparateur aval 152 qui reçoit la deuxième fraction d'alimentation détendue 118 après son passage dans la deuxième turbine de détente 112.
Comme dans la quatrième installation 150, le troisième courant de tête 156 passe dans le deuxième échangeur 28 pour y être refroidi et partiellement liquéfié
et former un courant de reflux refroidi 160.
Le courant de pied 154 issu du ballon aval 152 est détendu dans la sixième vanne de détente statique 128 pour former un courant détendu 158 qui est introduit dans une partie basse de la colonne 30.
Comme dans la sixième installation 180, l'installation comprend une dérivation munie d'une vanne 192 qui permet de faire passer une partie de l'effluent 54 issu de la première turbine 26 directement dans la colonne 30 sans passer par le deuxième échangeur 28.
Le septième procédé est par ailleurs mis en oeuvre de manière analogue à
celui du cinquième procédé selon l'invention.
Des exemples de température, de pression, et de débit molaire sont donnés dans le Tableau 11 ci-dessous.

Courant Température Pression Débit b ( C) (bars) (kgmol/h) 12 40,0 63,1 12075 14 -2,2 32,0 2925 16 40,0 62,0 15000 25 -42,0 62,6 2710 42 -31,7 61,0 12000 44 -31,7 61,0 9498 45 -31,7 61,0 2502 46 -31,7 61,0 257 48 -31,7 61,0 9241 49 -114,0 60,0 257 52 -114,2 14,0 257 54 -89,4 14,0 10441 56 -89,4 14,0 10441 60 -36,0 36,0 2502 62 -36,0 36,0 828 64 -36,0 36,0 1674 68 -50,9 14,0 1674 72 -113,6 14,0 828 82 -3,7 14,0 2925 84 -116,0 13,8 14785 86 30,9 12,8 14785 88 40,0 20,5 14785 90 40,0 63,1 14785 92 40,0 63,1 2710 96 -117,3 14,0 1510 115 40,0 62,0 12000 116 40,0 62,0 3000 118 -25,3 14,5 3000 154 -25,3 14,5 118 156 -25,3 14,5 2882 158 -25,5 14,0 118 160 -108,8 14,0 2882 174 -42,0 62,6 1200 176 -43,0 61,0 1200 178 -33,0 61,0 10441 121C 75,3 21 4566 121 D 75,3 21 10220 La diminution de la puissance du deuxième compresseur 36 en fonction de l'augmentation du débit recyclé vers la première turbine de détente 26, en fixant le débit recyclé vers la deuxième turbine de détente 112 est illustré par le Tableau 12 ci-dessous.

Récupération Débit recyclé à Puissance de Puissance du Débit à la d'Ethane la turbine 26 la turbine 26 compresseur 36 turbine auxiliaire 112 % mole kmol/h kW kW kmol/h 99.20 700 4491 15763 3000 99.19 1000 4531 15530 3000 99.20 1200 4543 15507 3000 99.19 1500 4578 15596 3000 On peut constater une diminution de 6.9% de la puissance fournie au deuxième compresseur 36 par rapport à l'installation représentée sur la Figure 5.
Une huitième installation 210 selon l'invention selon l'invention est représentée sur la Figure 8. Cette huitième installation 210 est destinée à la mise en oeuvre d'un huitième procédé selon l'invention.
La huitième installation 210 est destinée avantageusement à une augmentation de capacité d'une installation du type décrit dans le brevet US
6,578,379 et comprenant le premier échangeur thermique 20, le premier ballon séparateur 22, le deuxième ballon séparateur 24, la colonne de distillation 30, le premier compresseur 32 accouplé à la première turbine de détente 26 et le deuxième compresseur 36.
Comme dans l'installation représentée sur la Figure 4, la huitième installation 210 comprend en outre une deuxième turbine de détente dynamique 112 et un troisième compresseur 114, un ballon aval 152 pour recueillir l'effluent de la deuxième turbine de détente dynamique 112. L'installation 210 comprend de plus un échangeur thermique amont 212, un échangeur thermique aval 214, une colonne auxiliaire de distillation 216 munie d'une pompe auxiliaire de fond 218.
La huitième installation 210 comprend également un quatrième compresseur 220 interposé entre deux aéro-réfrigérants 222A, 222B.
Le huitième procédé selon l'invention diffère du quatrième procédé selon l'invention en ce que le courant d'alimentation 16 est en outre séparé en une troisième fraction de courant d'alimentation 224 qui est introduite dans l'échangeur thermique amont 212, avant de former avec la première fraction 115 issue de l'échangeur 20 la première fraction 42 refroidie.
Le rapport du débit molaire de la troisième fraction 224 au débit molaire du courant d'alimentation 16 est supérieur à 5%.

A la différence du quatrième procédé, le troisième courant de tête 156 issu du ballon aval 152 est introduit dans l'échangeur thermique aval 214 pour y être refroidi à une température inférieure à -700C et former le troisième courant de tête refroidi 160.
Le troisième courant de tête refroidi 160 est introduit dans la colonne auxiliaire 216 à un étage inférieur El.
La colonne 216 présente un nombre d'étages théoriques inférieur au nombre d'étages théoriques de la colonne 30. Ce nombre d'étage est avantageusement compris entre 1 et 7. La colonne auxiliaire 216 opère à une pression sensiblement égale à celle de la colonne 30.
Le courant de pied détendu 158 obtenu après détente du courant de pied 154 dans la vanne 128 et la fraction liquide de pied 68 obtenue après détente de la fraction de pied 64 dans la vanne 66 sont mélangés en amont de la colonne pour être introduits en un même point dans la colonne 30. Les deux courants mélangés 226 sont introduits dans la colonne 30 à un niveau N3 correspondant avantageusement au douzième étage depuis le haut de la colonne 30.
La fraction vapeur de tête 62 issue du deuxième ballon séparateur 24 est introduite, après passage dans la vanne 70, à un étage moyen E2 de la colonne auxiliaire 216 situé au dessus de l'étage El.
Une première partie 226 de la fraction 52 détendue dans la vanne 50 est introduite dans la colonne auxiliaire 216 à un étage E3 situé au-dessus du niveau E2. Une deuxième partie 228 de la fraction 52 est introduite directement dans la colonne 30 au niveau Ni.
La colonne auxiliaire 216 produit un courant auxiliaire de tête 230 riche en méthane 230 et un courant auxiliaire de pied 232.
Le courant auxiliaire de tête 230 est mélangé au courant de tête 84 riche en méthane produit par la colonne de distillation 30.
Le courant de pied 232 est pompé par la pompe auxiliaire 218 pour former un courant de reflux refroidi 234 qui est introduit dans la colonne 30 au niveau N5.
Le courant 234 constitue donc un courant de reflux refroidi qui est obtenu à
partir d'une partie d'un effluent 118 d'une turbine de détente dynamique 112, après séparation de cet effluent.

Le mélange 235 des courants de tête 84 et 230 est séparé en une première fraction majoritaire 236 de courant de tête et en une deuxième fraction minoritaire 238 de courant de tête.
Le rapport du débit molaire de la fraction majoritaire 236 à la fraction minoritaire 238 est supérieur à 1,5.
La fraction majoritaire 236 est introduite successivement dans le deuxième échangeur thermique 28, puis dans le premier échangeur thermique 20, afin de former le courant de tête réchauffé 86 introduit dans le premier compresseur 32.
La deuxième fraction 238 de courant de tête est passée dans l'échangeur thermique aval 214 à contre-courant du troisième courant de tête 156 pour s'y réchauffer jusqu'à une température supérieure à -50 OC et former une deuxième fraction réchauffée 240.
La deuxième fraction réchauffée 240 est ensuite séparée en un courant de retour 242, et en un courant de compression 244.
Le courant de retour 242 est réintroduit dans la première fraction 236 de courant de tête, en aval du deuxième échangeur 28 et en amont du premier échangeur 20 pour former en partie le courant de tête 86 réchauffé.
Le courant de recompression 244 est ensuite introduit dans l'échangeur amont 212 pour refroidir la troisième fraction du courant d'alimentation 224.
Le courant 244 se réchauffe jusqu'à une température supérieure à -10 C pour former un courant de recompression réchauffé 246.
Une première partie 248 du courant de recompression 246 est mélangée à
la première fraction du courant de tête 236, en aval du premier échangeur thermique 20 pour former le courant de tête réchauffé 86.
Une deuxième partie 250 du courant de recompression 246 est introduite dans le troisième compresseur 114, puis dans l'aéro-réfrigérant 222A, avant d'être recomprimée dans le quatrième compresseur 220 et d'être introduite dans l'aéro-réfrigérant 222B.
La deuxième partie comprimée 252 issue de l'aéro-réfrigérant 222B
présente une température inférieure à 60 C et notamment sensiblement égale à
40 C et une pression supérieure à 35 bars et notamment égale à 63,1 bars.

Cette première partie comprimée 252 est mélangée avec le courant de tête comprimé 90 en aval du point de piquage du courant de soutirage 92 pour former le courant riche en méthane 12.
A la différence du premier procédé, l'échangeur thermique 20 ne reçoit pas de courant de rebouillage issu de la colonne 30.
Dans une variante représentée partiellement en pointillés sur la Figure 8, un courant de refroidissement auxiliaire 174 est prélevé dans le courant de soutirage 92 en amont de l'échangeur 28 comme dans le cinquième procédé
selon l'invention.
La huitième installation 210 et le huitième procédé selon l'invention permettent donc d'augmenter la capacité d'une installation de l'état de la technique existante pour augmenter le débit du courant d'alimentation 16, sans avoir à modifier les équipements existants de l'installation, et notamment en conservant les échangeurs thermiques 20, 28, la colonne 30, les compresseurs 32, 36 et la turbine 26 identiques et en utilisant les entrées déjà présentes sur la colonne 30.
Des exemples de température, de pression, et de débit molaire des différents courants sont donnés dans le Tableau 13 ci-dessous, pour une charge comprenant en mole 2,06% d'azote, 83,97% de méthane, 6,31 % d'éthane, 3,66%
de propane, 0,71% d'isobutane, 1,49% de n-butane, 0,44% d'iso-pentane, 0,5%
de n-pentane, 0,19% de n-hexane, 0,10% de n-heptane, 0,03% de n-octane, et 0,5% de dioxyde de carbone.

Courant Température Pression Débit ( C) (bars) (kgmol/h) 12 40,0 63,1 14880 14 14,0 22,6 2367 16 30,0 62,0 17250 42 -31,0 61,0 13950 44 -31,0 61,0 12280 45 -31,0 61,0 1671 46 -31,0 61,0 1689 48 -31,0 61,0 10590 49 -109,8 60,0 1689 54 -82,0 17,6 10590 60 -36,0 44,0 1671 62 -36,0 44,0 299 64 -36,0 44,0 1372 68 -47,8 17,6 1372 72 -110,8 17,6 299 82 13,6 17,6 2367 84 -111,3 17,4 14498 86 27,6 16,4 14350 88 40,0 22,3 14350 90 40,0 63,1 14350 92 40,0 63,1 2100 96 -113,7 17,6 2100 115 30,0 62,0 12450 116 30,0 62,0 3300 118 -24,2 18,6 3300 154 -24,2 18,6 122 156 -24,2 18,6 3178 158 -24,5 17,6 122 160 -100,7 17,6 3178 224 30,0 62,0 1500 226 -111,6 17,6 1679 228 -111,6 17,6 10 230 -109,6 17,6 2485 232 -106,0 17,7 2672 235 -111,1 17,4 16983 236 -111,1 17,4 11306 238 -111,1 17,4 5677 240 -30,7 16,9 5677 242 -30,7 16,9 2302 244 -30,7 16,9 3375 246 18,7 16,4 3375 248 18,7 16,4 745 250 18,7 16,4 2630 252 40,0 63,1 2630 Le Tableau 14 ci-dessous illustre l'augmentation progressive du débit du courant d'alimentation 16. La récupération des C2+ dans le courant 14 est supérieure à 99% et sensiblement égale à 99,1%. La puissance du compresseur 36 est maintenue constante à 14896 kW.

Puissance Débit Puissance Puissance du Pression Débit vers la d'alimentation de la turbine de la compresseur de la turbine 26 112 turbine 112 220 colonne 30 % kW kgmol/h kW kW bara 100 4382 0 0 0 18,0 109 4160 2000 1086 529 18,0 115 4095 3300 1832 1415 17,4 120 4131 3950 2256 2588 16,7 Pour conserver la même récupération en C2+ que l'unité existante, la pression de la colonne 30 est légèrement diminuée. La présence du nouveau compresseur 220 permet de conserver identique la puissance du deuxième compresseur 36, malgré l'augmentation de débit.
En outre, la capacité de la première turbine de détente 26 a été conservée constante. La turbine 112 est utilisée pour traiter l'ajout de capacité.
La présence d'une colonne auxiliaire 216 permet également d'éviter l'engorgement de la colonne 30 lors de l'augmentation de débit. La présence du ballon auxiliaire 152 évite en outre le problème de figeage des lourds contenus dans le courant d'alimentation.
En variante, la huitième installation 210 selon l'invention permet de traiter un courant d'alimentation 16 contenant plus d'hydrocarbures en C2+.
Un tel courant présente par exemple une composition comprenant en mole, 1 % d'azote, 86,25% de méthane, 5,78% d'éthane, 2,99% de propane, 0,71 %
d'isobutane, 1,49% de n-butane, 1,28% d'hydrocarbures en C5+, et 0,5% de dioxyde de carbone, ce qui constitue la charge initiale qui sera par la suite alourdie en C2+, suivant le tableau 15 ci-dessous.
Plus généralement, la composition enrichie présente plus de 1 % molaire d'hydrocarbures en C5+
La huitième installation selon l'invention permet de conserver une récupération d'éthane supérieure à 99%, notamment égale à 99,2%, une température et une pression du courant d'alimentation 16 sensiblement identiques. De même, les pertes de charges allouées dans les équipements, l'efficacité des plateaux dans la colonne 30 et la position des soutirages, la spécification maximale en méthane du courant de fond 82 de la colonne 30, les efficacités des turbines et des compresseurs, la puissance du deuxième compresseur 36 et de la turbine 26 existante et les coefficients d'échanges thermiques des échangeurs existants 20 et 28 sont conservés identiques.
Comme illustré par le Tableau 15 ci-dessous, il est possible de conserver une récupération en C2+ sensiblement identique à celle de l'état de la technique malgré l'augmentation de la teneur en hydrocarbures en C2+.
La récupération des C2+ dans le courant 12 est supérieure à 99% en mole, avantageusement égale à 99,2% en moles. La puissance du compresseur 36 est maintenue constante à 13790 kW. La pression de la colonne 30 diminue légèrement avec l'augmentation de la teneur en C2+, de 19,0 bars, à 18,6 bars puis à 17,8 bars.

Débit de Puissance Débit vers Puissance coupe 14 de la la turbine Puissance de du riche en C2+ turbine 26 112 la turbine 112 compresseur kgmol/h kW kgmol/h kW kW

Le nouveau compresseur 220 permet d'obtenir ainsi un gaz traité riche en méthane 12 aux mêmes conditions que dans l'état de la technique.
Dans une variante des Figures 5 et 6, l'installation comprend une deuxième turbine de détente dynamique 112, comme représenté sur les Figures 2, 3, 4, 7 ou 8.
Le courant d'alimentation 16 est alors séparé en une première fraction 115 du courant d'alimentation et en une deuxième fraction 116 du courant d'alimentation, qui chemine comme décrit plus haut en référence aux Figures 2, 3, 4, 7 ou 8.

Claims (15)

1.- Procédé de production d'un courant (12) riche en méthane et d'un courant (14) riche en hydrocarbures en C2+ à partir d'un courant d'alimentation (16) contenant des hydrocarbures, le procédé comprenant les étapes suivantes :
- séparation du courant d'alimentation (16) en une première fraction (115) du courant d'alimentation et en au moins une deuxième fraction (116) du courant d'alimentation, - introduction de la première fraction (115) du courant d'alimentation dans le premier échangeur thermique (20);
- refroidissement de la première fraction (115) du courant d'alimentation dans le premier échangeur thermique (20) ;
- introduction de la première fraction du courant d'alimentation refroidi (42) dans un premier ballon séparateur (22) pour produire un courant léger (44) de tête et un courant lourd (45) de pied ;
- division du courant léger (44) de tête en une fraction (48) d'alimentation de turbine et en une fraction (46) d'alimentation de colonne ;
- détente de la fraction d'alimentation de turbine (48) dans une première turbine (26) de détente dynamique et introduction d'au moins une partie (56 ;
54) de la fraction détendue (54) dans la première turbine (36) dans une partie moyenne d'une première colonne de distillation (30), - refroidissement et condensation au moins partielle de la fraction (46) d'alimentation de colonne dans un deuxième échangeur thermique (28), détente et introduction de la fraction d'alimentation de colonne refroidie dans une partie haute de la première colonne de distillation (30) ;
- détente et vaporisation partielle du courant lourd (45) de pied dans le premier échangeur thermique (20) et introduction du courant lourd (45) de pied détendu dans un deuxième ballon séparateur (24) pour produire une fraction gazeuse de tête (62) et une fraction liquide de pied (64) ;
- détente de la fraction liquide de pied (64) et introduction dans la partie moyenne de la première colonne de distillation (30), - refroidissement et condensation au moins partielle de la fraction gazeuse de tête (62) dans le deuxième échangeur thermique (28) et introduction dans la partie haute de la première colonne de distillation (30) ;

- récupération d'un courant (82) de fond de colonne au pied de la première colonne de distillation (30), le courant (14) riche en hydrocarbures en C2+
étant formé à partir du courant de fond de colonne (82) ;
- récupération et réchauffage d'un courant (84) de tête de colonne riche en méthane, - compression d'au moins une fraction du courant de tête de colonne (84) dans au moins un premier compresseur (32) accouplé à la première turbine de détente dynamique (26) et dans au moins un deuxième compresseur (36) ;
- formation du courant riche en méthane (12) à partir du courant (90) de tête de colonne réchauffé et comprimé ;
- prélèvement d'un courant de soutirage (92) dans le courant de tête de colonne (90), - refroidissement et introduction du courant de soutirage refroidi (96) dans une partie haute de la première colonne de distillation (30) ;
le procédé comprenant les étapes suivantes :
- introduction d'au moins une partie de la deuxième fraction du courant d'alimentation (116) dans une deuxième turbine (112) de détente dynamique, distincte de la première turbine de détente dynamique (26), - formation d'un courant de reflux refroidi (160 ; 234) à partir d'au moins une partie d'un effluent (118) issu d'une turbine de détente dynamique (112) la fraction détendue (118) issue de la deuxième turbine de détente dynamique (112) formant l'effluent issu de la turbine de détente dynamique, la partie de l'effluent issu de la turbine de détente dynamique étant refroidie et au moins partiellement liquéfiée dans un échangeur thermique (28 ; 214) pour former le courant de reflux refroidi (160 ; 234), - introduction du courant de reflux refroidi (160 ; 234) issu de l'échangeur thermique (28 ; 214) dans la première colonne de distillation (30).
2.- Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes :
- prélèvement d'un courant (80) de rebouillage dans la première colonne de distillation (30) à un niveau de prélèvement ;
- mise en relation d'échange thermique du courant de rebouillage (80) avec la partie de l'effluent issu d'une turbine de détente dynamique dans l'échangeur thermique (28) pour refroidir et au moins partiellement liquéfier la partie de l'effluent issu de la turbine de détente dynamique, et - réintroduction du courant de rebouillage (80) dans la première colonne de distillation (30) à un niveau inférieur au niveau de prélèvement.
3.- Procédé selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que le procédé
comprend l'introduction de la fraction détendue (54) issue de la première turbine de détente dynamique (26) dans le deuxième échangeur thermique (28) pour y être refroidie et partiellement liquéfiée, la fraction détendue refroidie formant un courant de reflux refroidi auxiliaire (56), le procédé comprenant l'introduction du courant de reflux refroidi auxiliaire (56) dans une partie moyenne de la première colonne de distillation.
4.- Procédé selon la revendication l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes :
- introduction de la fraction détendue (118) issue de la deuxième turbine de détente dynamique (112) dans un ballon séparateur aval (152) pour former un troisième courant de tête gazeux (156) et un troisième courant de pied liquide (154), - refroidissement du troisième courant de tête gazeux (156) dans l'échangeur thermique (28 ; 214) pour former le courant de reflux refroidi (160).
5.- Procédé selon la revendication 4, caractérisé en ce que le troisième courant de tête gazeux (156) est introduit, après refroidissement, dans une colonne de distillation auxiliaire (216), le courant de reflux refroidi (234) étant formé à partir du courant de pied (232) de la colonne de distillation auxiliaire (216).
6.- Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes :
- refroidissement et condensation partielle de la deuxième fraction de courant d'alimentation (116) ;
- introduction de la deuxième fraction de courant d'alimentation refroidie dans un ballon séparateur amont (122) pour former une deuxième fraction gazeuse (126) et une deuxième fraction liquide (124) ;
- introduction de la deuxième fraction gazeuse (126) dans la deuxième turbine de détente dynamique (112) ;

- introduction de la deuxième fraction liquide (124), après détente, dans une partie inférieure de la première colonne de distillation (30).
7.- Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que la totalité de la deuxième fraction du courant d'alimentation (116) est introduite dans la deuxième turbine de détente dynamique (112) sans refroidissement entre l'étape de séparation du courant d'alimentation et l'étape d'introduction de la deuxième fraction du courant d'alimentation dans la deuxième turbine de détente dynamique (112).
8.- Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes:
- prélèvement d'une fraction secondaire (121B) de compression dans le courant de tête de colonne riche en méthane (86), avant le passage du courant de tête de colonne riche en méthane (86) dans le premier compresseur (32), - passage de la fraction secondaire de compression (121B) dans un troisième compresseur (114) accouplé à la deuxième turbine de détente dynamique (112) ;
- introduction de la fraction secondaire de compression comprimée (121C) issue du troisième compresseur (114) dans le courant de tête de colonne comprimé, en aval du premier compresseur (32).
9.- Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes - prélèvement d'un courant (174) de refroidissement d'appoint dans le courant de tête de colonne riche en méthane (84, 86, 88, 90) ou dans un courant (92) formé à partir du courant de tête de colonne riche en méthane (84, 86, 88, 90) - détente et introduction du courant de refroidissement d'appoint détendu (176) dans un courant (42, 48) circulant en amont de la première turbine de détente (26), avantageusement dans la première fraction du courant d'alimentation refroidie (42) ou dans la fraction d'alimentation de turbine (48).
10.- Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes - passage du courant de tête de colonne riche en méthane (84) dans le premier échangeur thermique (20) ;

- prélèvement d'un courant de détente auxiliaire (121B) dans le courant de tête de colonne riche en méthane (84), après son passage dans le premier échangeur thermique (20) ;
- détente dynamique du courant de détente auxiliaire (121B) dans une turbine auxiliaire (182) de détente dynamique ;
- introduction du courant détendu (121C) issu de la turbine auxiliaire (182) de détente dynamique dans le courant de tête de colonne riche en méthane (84), avant son passage dans le premier échangeur thermique (20).
11. - Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce le deuxième compresseur (36) comprend un premier étage (36A) de compression, au moins un deuxième étage (36B) de compression et un réfrigérant (38A) interposé entre le premier étage de compression (36A) et le deuxième étage de compression (36B), le procédé comprenant une étape de passage du courant de tête de colonne comprimé (88) issu du premier compresseur (32) successivement dans le premier étage de compression (36A), dans le réfrigérant (38A), puis dans le deuxième étage de compression (36B).
12.- Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que la partie de l'effluent (54 ; 118) issu de la turbine de détente dynamique, le courant de tête de colonne (84), la fraction d'alimentation de colonne (46), et la fraction gazeuse de tête (62), sont placés en relation d'échange thermique dans le deuxième échangeur thermique (28).
13.- Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 11, caractérisé
en ce qu'au moins une fraction (238) du courant de tête (84) de colonne et la partie de l'effluent (118) de la turbine de détente dynamique sont placés en relation d'échange thermique dans un échangeur thermique aval (214) distinct du deuxième échangeur thermique (28).
14.- Installation de production d'un courant (12) riche en méthane et d'un courant (14) riche en hydrocarbures en C2+ à partir d'un courant (16) d'alimentation contenant des hydrocarbures, du type comprenant :
- des moyens de séparation du courant d'alimentation (16) en une première fraction (115) du courant d'alimentation et en au moins une deuxième fraction (116) du courant d'alimentation, - un premier échangeur thermique (20) pour refroidir au moins la première fraction (115) du courant d'alimentation (16) ;
- des moyens d'introduction de la première fraction (115) du courant d'alimentation dans le premier échangeur thermique (20) ;
- un premier ballon séparateur (22) et des moyens d'introduction de la première fraction du courant d'alimentation refroidi (42) dans le premier ballon séparateur (22) pour produire un courant léger de tête (44) et un courant lourd de pied (45) ;
- des moyens de division du courant léger de tête (44) en une fraction (48) d'alimentation de turbine et en une fraction (46) d'alimentation de colonne - une première colonne de distillation (30) ;
- des moyens de détente de la fraction d'alimentation de turbine (48) comprenant une première turbine (26) de détente dynamique et des moyens d'introduction d'au moins une partie (56) de la fraction (54) détendue dans la première turbine (26) dans une partie moyenne de la première colonne de distillation (30) ;
- des moyens de refroidissement et de condensation au moins partielle de la fraction d'alimentation de colonne (46) comprenant un deuxième échangeur thermique (28) et des moyens de détente et d'introduction de la fraction d'alimentation de colonne refroidie (52) dans une partie haute de la première colonne de distillation (30) ;
- des moyens (58) de détente et des moyens de vaporisation partielle du courant lourd de pied (60) comprenant le premier échangeur thermique (20) ;
- un deuxième ballon séparateur (24) et des moyens d'introduction du courant lourd de pied (60) dans le deuxième ballon séparateur pour produire une fraction gazeuse de tête (62) et une fraction liquide de pied (64) ;
- des moyens (66) de détente de la fraction liquide de pied (64) et des moyens d'introduction dans la partie moyenne de la première colonne de distillation (30) ;
- des moyens de refroidissement et de condensation au moins partielle de la fraction gazeuse de tête (62) comprenant le deuxième échangeur thermique (28) et des moyens d'introduction de la fraction gazeuse de tête (62) dans la partie haute de la première colonne de distillation (30) ;

- des moyens de récupération d'un courant (82) de fond de colonne au pied de la première colonne de distillation (30), et des moyens de formation du courant (14) riche en hydrocarbures en C2+ à partir du courant de fond de colonne (82) ;
- des moyens de récupération et de réchauffage d'un courant (84) de tête de colonne riche en méthane, à la tête de la première colonne de distillation (30) ;
- des moyens de compression d'au moins une fraction du courant de tête de colonne comprenant au moins un premier compresseur (32) accouplé à la première turbine de détente dynamique (26) et au moins un deuxième compresseur (36) ;
- des moyens de formation du courant riche en méthane (12) à partir du courant de tête de colonne réchauffé et comprimé (90) ;
- des moyens de prélèvement dans le courant de tête de colonne (84, 86, 88, 90) d'un courant de soutirage (92), - des moyens de refroidissement et d'introduction du courant de soutirage refroidi dans une partie haute de la première colonne de distillation (30) ;
l'installation comprenant :
- une deuxième turbine de détente dynamique (112) distincte de la première turbine de détente dynamique (26), - des moyens d'introduction d'au moins une partie de la deuxième fraction du courant d'alimentation (116) dans la deuxième turbine (112) de détente dynamique, - des moyens de formation d'un courant de reflux refroidi (160 ; 234) à partir d'au moins une partie d'un effluent (118) issu d'une turbine de détente dynamique (112), la fraction détendue (118) issue de la deuxième turbine de détente dynamique (112) formant l'effluent (118) issu de la turbine de détente dynamique, la partie de l'effluent issu de la turbine de détente dynamique étant refroidie et au moins partiellement liquéfiée dans un échangeur thermique (28 ; 214) pour former le courant de reflux refroidi (160 ; 234), - des moyens d'introduction du courant de reflux refroidi (56 ; 160 ; 234) issu de l'échangeur thermique (28 ; 214) dans la première colonne de distillation (30).
15.-.Installation selon la revendication 14, caractérisée en ce qu'elle comprend des moyens d'introduction de la fraction détendue (54) issue de la première turbine de détente dynamique (26) dans le deuxième échangeur thermique (28) pour y être refroidie et partiellement liquéfiée, la fraction détendue refroidie formant un courant de reflux refroidi auxiliaire (56), l'installation comprenant des moyens d'introduction du courant de reflux refroidi auxiliaire (56) dans la première colonne de distillation.
CA2767502A 2009-07-09 2010-07-07 Procede de production d'un courant riche en methane et d'un courant riche en hydrocarbures en c2+, et installation associee Active CA2767502C (fr)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0954781A FR2947897B1 (fr) 2009-07-09 2009-07-09 Procede de production d'un courant riche en methane et d'un courant riche en hydrocarbures en c2+, et installation associee.
FR0954781 2009-07-09
PCT/FR2010/051437 WO2011004123A2 (fr) 2009-07-09 2010-07-07 Procédé de production d'un courant riche en méthane et d'un courant riche en hydrocarbures en c2+, et installation associée

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CA2767502A1 true CA2767502A1 (fr) 2011-01-13
CA2767502C CA2767502C (fr) 2017-09-12

Family

ID=42123187

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CA2767502A Active CA2767502C (fr) 2009-07-09 2010-07-07 Procede de production d'un courant riche en methane et d'un courant riche en hydrocarbures en c2+, et installation associee

Country Status (9)

Country Link
US (2) US9310128B2 (fr)
EP (1) EP2452140B1 (fr)
AR (1) AR077652A1 (fr)
BR (1) BR112012000404B1 (fr)
CA (1) CA2767502C (fr)
DK (1) DK201070320A (fr)
FR (1) FR2947897B1 (fr)
MX (1) MX353746B (fr)
WO (1) WO2011004123A2 (fr)

Families Citing this family (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2966578B1 (fr) 2010-10-20 2014-11-28 Technip France Procede simplifie de production d'un courant riche en methane et d'une coupe riche en hydrocarbures en c2+ a partir d'un courant de gaz naturel de charge, et installation associee.
FR2969745B1 (fr) * 2010-12-27 2013-01-25 Technip France Procede de production d'un courant riche en methane et d'un courant riche en hydrocarbures en c2+ et installation associee.
FR2970258B1 (fr) * 2011-01-06 2014-02-07 Technip France Procede de production d'une coupe riche en hydrocarbures en c3+ et d'un courant riche en methane et ethane a partir d'un courant d'alimentation riche en hydrocarbures et installation associee.
US20130074542A1 (en) * 2011-09-25 2013-03-28 Mehdi Mehrpooya System and method for recovering natural gas liquids with auto refrigeration system
DE102013013883A1 (de) * 2013-08-20 2015-02-26 Linde Aktiengesellschaft Kombinierte Abtrennung von Schwer- und Leichtsiedern aus Erdgas
FR3012150B1 (fr) 2013-10-23 2016-09-02 Technip France Procede de fractionnement d'un courant de gaz craque, mettant en oeuvre un courant de recycle intermediaire, et installation associee
CA2924341C (fr) * 2013-10-25 2018-06-12 Paul Higginbotham Purification de dioxyde de carbone
WO2015158395A1 (fr) * 2014-04-17 2015-10-22 Statoil Petroleum As Extraction de liquides de gaz naturel et refroidissement de gaz recomprimé traité
RU2570736C1 (ru) * 2014-07-18 2015-12-10 Публичное акционерное общество "Газпром" Способ переработки природного или попутного нефтяного газа
US20160069610A1 (en) * 2014-09-04 2016-03-10 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
BR112017005575B1 (pt) 2014-09-30 2022-11-08 Dow Global Technologies Llc Processo para a recuperação de componentes c2 e c3 através de um sistema de produção de propileno por encomenda
EP3040405A1 (fr) 2014-12-30 2016-07-06 Technip France Procédé pour améliorer la récupération de propylène, à partir d'unité de craquage catalytique fluide
FR3042983B1 (fr) * 2015-11-03 2017-10-27 Air Liquide Reflux de colonnes de demethanisation
WO2017105490A1 (fr) * 2015-12-18 2017-06-22 Bechtel Hydrocarbon Technology Solutions, Inc. Systèmes et procédés de récupération d'hydrocarbures légers désirés à partir de déchets gazeux de raffinerie au moyen d'un turbodétendeur aval
DE102016003305A1 (de) * 2016-03-17 2017-09-21 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum Abtrennen einer ethanreichen Fraktion aus Erdgas
CN105797417B (zh) * 2016-04-29 2018-07-06 大连德泽药业有限公司 监控温度制备高纯度馏分的分馏装置、方法以及系统
GB2562692B (en) * 2016-11-18 2022-07-13 Costain Oil Gas & Process Ltd Hydrocarbon separation process and apparatus
US11268757B2 (en) * 2017-09-06 2022-03-08 Linde Engineering North America, Inc. Methods for providing refrigeration in natural gas liquids recovery plants
WO2021055021A1 (fr) * 2019-09-19 2021-03-25 Exxonmobil Upstream Research Company Pré-traitement et pré-refroidissement de gaz naturel par compression et détente à haute pression
JP7453952B2 (ja) * 2021-11-10 2024-03-21 一哉 上原 アスピレータ減圧手段を用いる減圧タービン発電システム

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2823523A (en) * 1956-03-26 1958-02-18 Inst Gas Technology Separation of nitrogen from methane
BE622735A (fr) * 1961-09-22 1900-01-01
US4687499A (en) * 1986-04-01 1987-08-18 Mcdermott International Inc. Process for separating hydrocarbon gas constituents
US5265427A (en) * 1992-06-26 1993-11-30 Exxon Production Research Company Refrigerant recovery scheme
US5555748A (en) * 1995-06-07 1996-09-17 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5983664A (en) * 1997-04-09 1999-11-16 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US6244070B1 (en) * 1999-12-03 2001-06-12 Ipsi, L.L.C. Lean reflux process for high recovery of ethane and heavier components
GB0000327D0 (en) * 2000-01-07 2000-03-01 Costain Oil Gas & Process Limi Hydrocarbon separation process and apparatus
FR2817766B1 (fr) * 2000-12-13 2003-08-15 Technip Cie Procede et installation de separation d'un melange gazeux contenant du methane par distillation,et gaz obtenus par cette separation
US6526777B1 (en) * 2001-04-20 2003-03-04 Elcor Corporation LNG production in cryogenic natural gas processing plants
WO2008002592A2 (fr) * 2006-06-27 2008-01-03 Fluor Technologies Corporation Procédés et configurations de récupération de l'éthane

Also Published As

Publication number Publication date
FR2947897A1 (fr) 2011-01-14
BR112012000404B1 (pt) 2023-10-31
MX353746B (es) 2018-01-26
WO2011004123A3 (fr) 2014-05-01
US9823015B2 (en) 2017-11-21
US20150292798A1 (en) 2015-10-15
WO2011004123A2 (fr) 2011-01-13
US9310128B2 (en) 2016-04-12
EP2452140A2 (fr) 2012-05-16
EP2452140B1 (fr) 2019-04-10
US20160370109A9 (en) 2016-12-22
BR112012000404A2 (pt) 2016-04-05
AR077652A1 (es) 2011-09-14
MX2012000474A (es) 2012-01-27
FR2947897B1 (fr) 2014-05-09
DK201070320A (en) 2011-01-10
CA2767502C (fr) 2017-09-12
US20110005273A1 (en) 2011-01-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2767502C (fr) Procede de production d'un courant riche en methane et d'un courant riche en hydrocarbures en c2+, et installation associee
CA2822766C (fr) Procede de production d'un courant riche en methane et d'un courant riche en hydrocarbures en c2+ et installation associee
CA2760426C (fr) Procede de production d'un courant riche en methane et d'une coupe riche en hydrocarbures en c2+ a partir d'un courant de gaz naturel de charge, et installation associee
EP2205920B1 (fr) Procede de liquefaction d'un gaz naturel avec fractionnement a haute pression
EP2344821B1 (fr) Procédé de production de courants d'azote liquide et gazeux, d'un courant gazeux riche en hélium et d'un courant d'hydrocarbures déazoté et installation associée
JP2019529853A (ja) 液化に先立つ天然ガスの前処理
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
CA2814821C (fr) Procede simplifie de production d'un courant riche en methane et d'une coupe riche en hydrocarbures en c2+ a partir d'un courant de gaz naturel de charge, et installation associee.
EP2553055A2 (fr) Procédé de traitement d'un courant de gaz craqué issu d'une installation de pyrolyse d'hydrocarbures et installation associée
CA2823900C (fr) Procede de production d'une coupe riche en hydrocarbures c3+ et d'un courant riche en methane et ethane
AU2009277374B2 (en) Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream and method of cooling a hydrocarbon stream
WO2018055264A1 (fr) Procédé de purification de gaz naturel à liquéfier
EP4244557A1 (fr) Procédé d'extraction d'éthane dans un courant de gaz naturel de départ et installation correspondant
FR3012150A1 (fr) Procede de fractionnement d'un courant de gaz craque, mettant en oeuvre un courant de recycle intermediaire, et installation associee
FR3110223A1 (fr) Procédé d’extraction d'azote d'un courant de gaz naturel ou de bio-méthane

Legal Events

Date Code Title Description
EEER Examination request

Effective date: 20150604