CA2878125C - Procede de production d'un courant riche en ethane d'un gaz naturel traite et installation associee - Google Patents

Procede de production d'un courant riche en ethane d'un gaz naturel traite et installation associee Download PDF

Info

Publication number
CA2878125C
CA2878125C CA2878125A CA2878125A CA2878125C CA 2878125 C CA2878125 C CA 2878125C CA 2878125 A CA2878125 A CA 2878125A CA 2878125 A CA2878125 A CA 2878125A CA 2878125 C CA2878125 C CA 2878125C
Authority
CA
Canada
Prior art keywords
stream
current
column
recovery
upstream
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CA2878125A
Other languages
English (en)
Other versions
CA2878125A1 (fr
Inventor
Vanessa Gahier
Fabien Gael Leo Lacroix
Vincent Patrick Mathieu
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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=46754708&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=CA2878125(C) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Technip France SAS filed Critical Technip France SAS
Publication of CA2878125A1 publication Critical patent/CA2878125A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of CA2878125C publication Critical patent/CA2878125C/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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/12—Liquefied petroleum 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
    • 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
    • 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
    • F25J3/0242—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 3 carbon atoms or more
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/06—Heat exchange, direct or indirect
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/10—Recycling of a stream within the process or apparatus to reuse elsewhere therein
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/46—Compressors or pumps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/48—Expanders, e.g. throttles or flash tanks
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/543—Distillation, fractionation or rectification for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • 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
    • F25J2200/04—Processes or apparatus using separation by rectification in a dual 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
    • F25J2200/72—Refluxing the column with at least a part of the totally condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/78—Refluxing the column with a liquid stream originating from an upstream or downstream fractionator 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
    • 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
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/62—Ethane or ethylene
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J2270/04—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

Landscapes

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

Abstract

Le procédé comporte les étapes suivantes : - prélèvement d'un courant de recyclage (152) dans un courant de tête (131, 140, 141) issu d'une colonne de récupération (35); - mise en relation d'échange thermique du courant de recyclage (152) avec au moins une partie du courant de tête (131) issu de la colonne de récupération (35), - réintroduction, après détente, du courant de recyclage refroidi et détendu, dans la colonne de récupération (35). Le procédé comporte le prélèvement dans le fond de la colonne de récupération (35) d'au moins un courant de rebouillage de fond (165), et la mise en relation d'échange thermique du courant de rebouillage de fond avec au moins une partie du gaz naturel de départ (13) ou/et avec le courant de recyclage (152), le rebouillage de fond étant assuré par les calories prélevées dans le courant de gaz naturel de départ (13) ou/et dans le courant de recyclage (152).

Description

Procédé de production d'un courant riche en éthane d'un gaz naturel traité et installation associée La présente invention concerne un procédé de production simultanée d'un gaz naturel traité, d'une coupe riche en hydrocarbures en C3+, et dans au moins certaines conditions de production, d'un courant riche en éthane, à partir d'un courant de gaz naturel de départ contenant du méthane, de l'éthane et des hydrocarbures en C3+, le procédé comprenant les étapes suivantes :
- refroidissement et condensation partielle du courant de gaz naturel de départ dans au moins un premier échangeur thermique amont pour former un courant de départ refroidi ;
- séparation du courant de gaz de départ refroidi en un flux liquide et en un flux gazeux ;
- détente du flux liquide, et introduction d'un courant issu du flux liquide dans une colonne de récupération des hydrocarbures en C2+ à un premier niveau intermédiaire ;
- formation d'un courant d'alimentation de turbine à partir du flux gazeux ;
- détente du courant d'alimentation dans une première turbine de détente dynamique et introduction dans la colonne de récupération à un deuxième niveau intermédiaire ;
- récupération et compression d'au moins une partie d'un courant de tête de la colonne de récupération pour former le gaz naturel et récupération du courant de pied de la colonne de récupération pour former un courant liquide riche en hydrocarbures en C2+ ;
- introduction du courant liquide à un niveau d'alimentation d'une colonne de fractionnement munie d'un condenseur de tête, le courant riche en éthane étant produit, dans les dites conditions de production, à partir d'un courant issu de la colonne de fractionnement, la colonne de fractionnement produisant un courant de pied destiné à
former au moins en partie une coupe d'hydrocarbures en C3+ ;
- introduction d'un courant de reflux primaire produit dans le condenseur de tête en reflux dans la colonne de fractionnement ;
- production d'un courant de reflux secondaire à partir du condenseur de tête et introduction du courant de reflux secondaire en tête de la colonne de récupération.
Un tel procédé est destiné à traiter un courant de gaz naturel pour en extraire au moins les hydrocarbures en C3+, afin de récupérer des liquides du gaz naturel et une quantité ajustable d'hydrocarbures en C2.
Les hydrocarbures en C2 et C3+ sont extraits du gaz naturel de départ afin d'éviter la condensation au cours du transport et/ou de la manipulation du gaz. Cette condensation peut conduire à la production de bouchons liquides dans les installations de transport, ce qui est préjudiciable à la production. En outre, ces hydrocarbures peuvent
2 être commercialisés avec une valeur marchande significative, ce qui contribue à la rentabilité des installations.
Par suite, des procédés ont été mis au point pour extraire simultanément la quasi-totalité des hydrocarbures en C3+ présents dans le gaz naturel de départ, et une proportion élevée de l'éthane présent dans le gaz de départ.
Toutefois, la demande en éthane sur le marché est très fluctuante, alors que celle des coupes d'hydrocarbures en C3+ est relativement constante et bien valorisée.
Dans certains cas, il est donc nécessaire de diminuer la production d'éthane dans le procédé, en réduisant le taux d'extraction de ce composé dans la colonne de récupération. Dans ce cas, le taux d'extraction des hydrocarbures en C3+
diminue également, ce qui réduit la rentabilité de l'installation.
Pour pallier ce problème, il est connu de prévoir des installations doubles, c'est-à-dire comprenant une unité secondaire optimisée pour la production d'hydrocarbures en C3+ lorsque l'extraction d'éthane est nulle. Une telle unité secondaire est onéreuse à
opérer et à maintenir.
Le brevet US 7 458 232 divulgue une solution à ce problème, en proposant un procédé qui garantit une extraction optimisée des hydrocarbures en C3+, généralement supérieure à 99%, et qui atteint néanmoins des récupérations en éthane flexibles, comprises par exemple entre 2% et 85%, en fonction de la composition du gaz de charge.
Le procédé décrit dans US 7 458 232 est donc particulièrement efficace et reste très flexible. Toutefois, lorsque le taux d'extraction d'éthane augmente, la consommation d'énergie résultant de l'utilisation des compresseurs augmente également. Une amélioration du rendement de l'installation, notamment pour des taux de récupération d'éthane élevés, est donc toujours souhaitable.
Un but de l'invention est d'obtenir un procédé qui permet d'obtenir de manière flexible des taux d'extraction d'éthane pouvant aller jusqu'à 85 %, tout en réduisant notablement la consommation énergétique de l'installation.
A cet effet, l'invention a pour objet une installation du type précité, caractérisé en ce que le procédé comporte les étapes suivantes :
- prélèvement d'un courant de recyclage dans le courant de tête issu de la colonne de récupération ;
- mise en relation d'échange thermique du courant de recyclage avec au moins une partie du courant de tête issu de la colonne de récupération, - réintroduction, après détente, du courant de recyclage refroidi et détendu, dans la colonne de récupération ;
3 le procédé comportant le prélèvement dans le fond de la colonne de récupération d'au moins un courant de rebouillage de fond, et la mise en relation d'échange thermique du courant de rebouillage de fond avec au moins une partie du gaz naturel de départ ou/et avec le courant de recyclage, le rebouillage de fond étant assuré par les calories prélevées dans le courant de gaz naturel de départ ou/et dans le courant de recyclage.
Le procédé selon l'invention peut comprendre une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, prises isolément ou suivant toutes combinaisons techniquement possibles :
- au moins une partie du courant de tête de la colonne de récupération et le courant de recyclage sont placés en relation d'échange thermique avec le courant de gaz naturel de départ et avec le courant de rebouillage de fond ;
- le courant de recyclage issu du premier échangeur thermique amont, le courant de reflux secondaire issu du condenseur de tête , et le courant de tête provenant de la colonne de récupération sont mis en relation d'échange thermique dans un premier échangeur thermique de tête ;
- au moins un courant de rebouillage latéral est prélevé au-dessus du courant de rebouillage de fond, le ou chaque courant de rebouillage latéral étant placé
en relation d'échange thermique avec au moins une partie du courant de gaz naturel de départ ;
- le courant riche en éthane est soutiré à partir d'un niveau intermédiaire de la colonne de fractionnement situé au-dessus du niveau d'alimentation de la colonne, et en dessous du niveau de tête de la colonne de fractionnement ;
- il comporte les étapes suivantes :
= séparation du courant de gaz naturel de départ en un premier courant de départ et en un deuxième courant de départ ;
= introduction du premier courant de départ dans le premier échangeur thermique amont ;
= introduction d'au moins une partie du deuxième courant de départ dans une turbine de détente dynamique auxiliaire pour former un courant de reflux auxiliaire à partir de l'effluent issu de la turbine auxiliaire ;
= introduction du courant de reflux auxiliaire dans la colonne de récupération ;
- au moins une partie du courant de recyclage est comprimée dans un compresseur auxiliaire couplé à la turbine auxiliaire ;
- au moins une partie du courant de tête est comprimée dans un compresseur auxiliaire couplé à la turbine auxiliaire, avantageusement entre un premier compresseur couplé à la première turbine et un deuxième compresseur,
4 - il comporte une étape de compression d'au moins une partie du courant de tête dans un premier compresseur accouplé à la première turbine, puis une étape de compression du courant de tête partiellement comprimé dans un deuxième compresseur, le courant de recyclage étant prélevé en aval du deuxième compresseur.
- au moins un courant de recyclage secondaire est prélevé dans le courant de recyclage, le courant de recyclage secondaire étant introduit dans une turbine de détente secondaire avant d'être réintroduit dans le courant de tête, avantageusement en amont d'un passage du courant de tête dans le premier échangeur thermique amont ;
- le courant de reflux secondaire est constitué d'un liquide, d'un gaz, ou d'un mélange de liquide et de gaz provenant du condenseur de tête de la colonne de fractionnement ;
- il comporte le prélèvement, dans le courant de recyclage, d'un courant de dérivation, le courant de dérivation étant réintroduit dans un courant situé
en amont de la première turbine de détente dynamique ;
- le flux liquide issu du premier ballon séparateur amont est détendu et est introduit dans un deuxième ballon séparateur amont pour former une fraction liquide et une fraction gazeuse, la fraction liquide étant introduite après détente au premier niveau intermédiaire de la colonne de récupération, la fraction gazeuse étant introduite à un niveau supérieur de la colonne de récupération, situé au-dessus du niveau intermédiaire, le flux liquide issu du premier ballon séparateur amont étant avantageusement placé en relation d'échange thermique avec le courant de gaz naturel de départ pour être réchauffé avant d'être introduit dans le deuxième ballon séparateur amont ;
- il comporte la mise en relation d'échange thermique du courant de pied issu de la colonne de récupération avec le courant de gaz naturel de départ et avec le courant de rebouillage de fond dans le premier échangeur thermique amont avant son introduction dans la colonne de fractionnement ;
- le flux gazeux issu du premier ballon séparateur est séparé en le courant d'alimentation et en un courant de reflux, le courant d'alimentation étant destiné à
alimenter la turbine de détente dynamique, le courant de reflux étant introduit, après refroidissement, condensation partielle ou totale, et détente dans une vanne, en reflux dans la colonne de récupération ;
- il comporte une étape de compression du courant de pied issu de la colonne de récupération dans une pompe, avant son introduction dans la colonne de fractionnement
5 - le procédé comporte une étape de refroidissement du courant de reflux secondaire par échange thermique avec au moins une partie du courant de tête de la colonne de récupération.
L'invention a également pour objet une installation de production simultanée d'un gaz naturel traité, d'une coupe riche en hydrocarbures en C3+, et dans au moins certaines conditions de production, d'un courant riche en éthane, à partir d'un courant de gaz naturel de départ contenant du méthane, de l'éthane et des hydrocarbures C3+, l'installation comprenant :
- un ensemble de refroidissement et de condensation partielle du courant de gaz naturel de départ comprenant au moins un premier échangeur thermique amont pour former un courant de départ refroidi ;
- un ensemble de séparation du courant de départ refroidi en un flux liquide et en un flux gazeux ;
- une colonne de récupération des hydrocarbures en C2+
- un ensemble de détente du flux liquide, et d'introduction d'un courant issu du flux liquide dans la colonne de récupération à un premier niveau intermédiaire ;
- un ensemble de formation d'un courant d'alimentation de turbine à partir du flux gazeux ;
- un ensemble de détente du courant d'alimentation comprenant une turbine de détente dynamique et un ensemble d'introduction du courant d'alimentation détendu dans la colonne de récupération à un deuxième niveau intermédiaire ;
- un ensemble de récupération et de compression d'au moins une partie du courant de tête de la colonne de récupération pour former le gaz naturel et un ensemble de récupération du courant de pied de la colonne de récupération pour former un courant liquide riche en hydrocarbures en - une colonne de fractionnement munie d'un condenseur de tête, - un ensemble d'introduction du courant liquide à un niveau d'alimentation de la colonne de fractionnement, le courant riche en éthane étant propre à être produit, dans les dites conditions de production, à partir d'un courant issu de la colonne de fractionnement, la colonne de fractionnement étant apte à produire un courant de pied destiné à former, au moins en partie une coupe d'hydrocarbures en - un ensemble d'introduction d'un courant de reflux primaire produit dans le condenseur de tête en reflux dans la colonne de fractionnement ;
- un ensemble de production d'un courant de reflux secondaire à partir du condenseur de tête et un ensemble d'introduction du courant de reflux secondaire en tête de la colonne de récupération,
6 caractérisée en ce que l'installation comporte :
- un ensemble de prélèvement d'un courant de recyclage dans le courant de tête de la colonne de récupération;
- un ensemble de mise en relation d'échange thermique du courant de recyclage avec au moins une partie du courant de tête issu de la colonne de récupération, - un ensemble de réintroduction, après détente, du courant de recyclage dans la colonne de récupération, l'installation comportant en outre un ensemble de prélèvement dans le fond de la colonne de récupération d'au moins un courant de rebouillage de fond, et un ensemble de mise en relation d'échange thermique du courant de rebouillage de fond avec au moins une partie du gaz naturel de départ ou/et avec le courant de recyclage, le rebouillage étant propre à être assuré par les calories prélevées dans le courant de gaz naturel de départ ou/et dans le courant de recyclage.
L'installation selon l'invention peut comprendre l'une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, prises isolément ou suivant toutes combinaisons techniquement possibles :
- elle comporte un premier échangeur thermique amont propre à mettre en relation d'échange thermique au moins une partie du courant de gaz naturel de départ, le courant de rebouillage de fond, éventuellement des courants de rebouillage latéral, au moins une partie du courant de tête et le courant de recyclage ;
- elle comporte un premier échangeur thermique amont propre à mettre en relation d'échange thermique une première partie du courant de gaz naturel de départ, avec au moins une partie du courant de tête, un deuxième échangeur thermique amont, distinct du premier échangeur thermique amont, propre à mettre en relation d'échange thermique une deuxième partie du courant de gaz de départ avec le courant de rebouillage de fond issu de la colonne de récupération, et un troisième échangeur thermique amont distinct du premier échangeur thermique amont et du deuxième échangeur thermique amont, le troisième échangeur thermique amont étant propre à mettre en relation d'échange thermique au moins une partie du courant de recyclage avec au moins une partie du courant de tête, l'installation comportant avantageusement un compresseur d'appoint propre à comprimer la partie du courant de recyclage destinée à être introduite dans le troisième échangeur thermique amont ;
- l'installation comprend un premier échangeur thermique de tête, propre à
placer en relation d'échange thermique au moins une partie du courant de tête, éventuellement le courant de reflux, et le courant de reflux secondaire ;
7 - l'installation comprend un deuxième échangeur thermique de tête, distinct du premier échangeur thermique de tête, et propre à mettre en relation d'échange thermique une deuxième partie du courant de tête et le courant de recyclage.
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 mise en oeuvre d'un premier procédé selon l'invention, - la figure 2 est un schéma analogue à la figure 1 d'une deuxième installation pour la mise en uvre d'un deuxième procédé selon l'invention ;
- la figure 3 est un schéma analogue à la figure 1 d'une troisième installation pour la mise en oeuvre d'un troisième procédé selon l'invention ;
- la figure 4 est un schéma analogue à la figure 1 d'une quatrième installation pour la mise en oeuvre d'un quatrième procédé selon l'invention ;
- la figure 5 est un schéma analogue à la figure 1 d'une cinquième installation pour la mise en uvre d'un cinquième procédé selon l'invention ;
- la figure 6 est un schéma analogue à la figure 1 d'une sixième installation, pour la mise en oeuvre d'un sixième procédé selon l'invention, la sixième installation résultant d'un dégoulottage d'une installation existante.
La première installation 11 selon l'invention, représentée sur la Figure 1, est destinée à la production simultanée, à partir d'un courant 13 de gaz naturel de départ, désulfuré, sec, et au moins partiellement décarbonaté, d'un gaz naturel traité
15 comme produit principal, d'une coupe 17 d'hydrocarbures en C3+, et d'un courant 19 riche en éthane, de débit réglable.
Le terme au moins partiellement décarbonaté signifie que la teneur en dioxyde de carbone dans le courant de gaz naturel de départ 13 est avantageusement inférieure ou égale à 50 ppm lorsque le gaz naturel traité 15 doit être liquéfié. Cette teneur est avantageusement inférieure à 3% lorsque le gaz naturel traité 15 est envoyé
directement à un réseau de distribution de gaz.
De même, la teneur en eau est inférieure à 1 ppm, avantageusement inférieure à
0,1 ppm.
L'installation 11 comprend une unité 21 de récupération des hydrocarbures en C2+, et une unité 23 de fractionnement des hydrocarbures en C2+.
Dans tout ce qui suit, on désignera par une même référence un flux de liquide et la conduite qui le véhicule, les pressions considérées sont des pressions absolues, et les pourcentages considérés sont des pourcentages molaires.
8 PCT/EP2013/064238 L'unité 21 de récupération des hydrocarbures en C2+ comprend successivement, un premier échangeur thermique amont 25, un premier ballon séparateur amont 27, une première turbine amont 29, couplée à un premier compresseur 31, un premier échangeur thermique 33 de tête, et une colonne 35 de récupération munie d'au moins un circuit 37, 39 de rebouillage latéral et d'un circuit 41 de rebouillage de fond.
Dans cet exemple, la colonne 35 est munie de deux circuits de rebouillage latéral 37, 39.
L'unité 21 comprend en outre un deuxième compresseur 43 entraîné par une source d'énergie externe et un premier réfrigérant 45 placé en aval du deuxième compresseur 43. L'unité 21 comprend également une pompe 47 de fond de colonne.
L'unité de fractionnement 23 comprend une colonne de fractionnement 61. La colonne 61 comporte, en tête, un condenseur de tête 63, et en pied, un rebouilleur 65.
Le condenseur de tête 63 comprend un deuxième réfrigérant 67 et un premier ballon séparateur aval 69 associé à une pompe de reflux 71.
Un premier procédé selon l'invention mis en oeuvre à l'aide de l'installation 11 va maintenant être décrit.
Un exemple de composition molaire initiale du courant 13 de gaz naturel de départ désulfuré, sec, et au moins partiellement décarbonaté, est donné dans le tableau ci-dessous.
Fraction molaire en %
Hélium 0,0713 CO2 0,0050 Azote 1,2022 Méthane 85,7828 Ethane 10,3815 Propane 2,1904 i-butane 0,1426 n-butane 0,1936 i-pentane 0,0204 n-pentane 0,0102 Hexane 0,0000 Total 100,0000 Plus généralement, la fraction molaire en méthane dans le courant 13 de gaz naturel de départ est comprise 75% et 90%, la fraction molaire en hydrocarbures en C2+
9 est comprise entre 5% et 15%, et la fraction molaire en hydrocarbures en C3+
est comprise entre 1% et 8%.
Le débit de charge à traiter est par exemple de l'ordre de 38000 Kmol/h.
Le courant de gaz naturel de départ 13 présente une température voisine de la température ambiante et notamment sensiblement égale à 20 C, et une pression notamment supérieure à 35 bars.
Dans un exemple particulier, le courant de gaz naturel 13 présente une température de 20 C et une pression de 50 bars absolus.
Dans l'installation représentée sur la figure 1, le courant de gaz naturel de départ 13 est refroidi et au moins partiellement condensé dans le premier échangeur thermique amont 25 pour former un courant de départ refroidi 113.
Le courant de départ refroidi 113 est introduit dans le premier ballon séparateur amont 27 dans lequel s'effectue une séparation entre une phase gazeuse 115 et une phase liquide 117.
La phase liquide 117 forme, après passage dans une vanne de détente 119, une phase mixte détendue 120 qui est introduite à un premier niveau intermédiaire Ni de la colonne de récupération 35, situé dans la région supérieure de la colonne, au-dessus des circuits de rebouillage latéral 37 et 39.
Par ( niveau intermédiaire , on entend un emplacement comportant des moyens de distillation au-dessus et au-dessous de ce niveau.
La fraction gazeuse 115 est séparée en un courant d'alimentation 121 et un courant de reflux 123.
Avantageusement, le débit molaire du courant d'alimentation 121 est supérieur au débit molaire du courant de reflux 123.
Le courant d'alimentation 121 est détendu dans la turbine 29 jusqu'à une pression proche de celle de la colonne 35 pour donner un courant d'alimentation détendu 125. Le courant 125 est introduit dans la colonne de récupération 35 à un deuxième niveau intermédiaire N2, situé au-dessus du premier niveau intermédiaire Ni.
Le courant de reflux 123 est partiellement ou totalement condensé dans le premier échangeur thermique de tête 33, puis est détendu dans une vanne de détente 127, pour former un courant de reflux détendu 128. Ce courant 128 est introduit dans la colonne de récupération 35 à un troisième niveau intermédiaire N3, situé au-dessus du niveau intermédiaire N2.
La pression de la colonne de récupération 35 est par exemple comprise entre 12 et 40 bars.

La colonne de récupération 35 produit un courant de tête 131, qui est réchauffé
dans le premier échangeur thermique de tête 33 par échange thermique avec le courant de reflux 123 pour former un courant de tête partiellement réchauffé 139.
Le courant 139 est à nouveau réchauffé dans le premier échangeur thermique 5 amont 25 par échange thermique avec le courant de gaz naturel de départ 13 pour former un courant de tête réchauffé 140.
Le courant de tête réchauffé 140 est ensuite comprimé dans le premier compresseur 31, puis dans le deuxième compresseur 43, pour former un courant de tête comprimé 141. La pression du courant 141 est supérieure à 25 bars, par exemple égale à
10 50 bars. Le courant 141 est ensuite refroidi dans le premier réfrigérant 45 pour former le gaz naturel traité 15.
Selon l'invention, un courant de recyclage 152 est prélevé dans le courant de tête issu de la colonne 35. Dans l'exemple représenté sur la figure 1, le courant de recyclage 152 est prélevé dans le courant de tête réchauffé comprimé 141, après son refroidissement dans le premier réfrigérant 45.
Le rapport du débit molaire du courant de recyclage 152, par rapport au débit molaire du courant de tête 131 issu de la colonne de récupération 35 est compris entre 0% et 25%.
Le courant de recyclage 152 est ensuite introduit dans le premier échangeur thermique amont 25 pour y être refroidi par échange thermique avec au moins une partie du courant de tête 131. Dans cet exemple, le courant 152 est placé en relation d'échange thermique avec le courant de tête partiellement réchauffé 139 issu de l'échangeur thermique de tête 33, pour former un courant de recyclage 154 partiellement refroidi.
Le courant 154 est ensuite introduit dans l'échangeur thermique de tête 33, pour y être refroidi par échange thermique avec le courant de tête 131, et former, après détente dans une vanne 156, un courant de recyclage refroidi 155.
Le courant de recyclage refroidi 155 est introduit dans la colonne de récupération à un niveau N5 situé au dessus du niveau N3, correspondant avantageusement au premier étage en partant du haut de la colonne 35.
30 Le gaz traité 15 contient dans cet exemple 1,36% molaire d'azote, 96,80% molaire de méthane et 1,76% molaire d'hydrocarbures en C2.
Plus généralement, le gaz traité 15 contient plus de 99% molaire du méthane contenu dans le courant de gaz naturel de départ 13 et moins de 0,1% molaire des hydrocarbures en C3+ contenus dans le courant de gaz naturel de départ.
11 Le gaz traité 15 contient une proportion molaire variant entre 2% et 85% des hydrocarbures en C2 contenus dans le courant de gaz naturel de départ 13, cette proportion étant ajustable.
Le gaz 15 comprend ainsi une teneur en hydrocarbures en Cd inférieure à 1 ppm, une teneur en eau inférieure à 1 ppm, avantageusement inférieure à 0,1 ppm, et une teneur en dioxyde de carbone inférieure à 50 ppm. Le gaz traité 15 peut donc être envoyé
directement à un train de liquéfaction pour produire du gaz naturel liquéfié.
Il peut également être directement envoyé à un réseau de distribution de gaz.
Dans les circuits de rebouillage latéral 37 et 39, des courants de rebouillage latéral 161 et 163 sont extraits de la colonne 35 et y sont réintroduits après réchauffage dans le premier échangeur thermique amont 25, par échange thermique avec au moins une partie du courant de gaz naturel de départ 13 et au moins une partie du courant de recyclage 152.
Ainsi, un courant de rebouillage latéral supérieur 163 est prélevé à un niveau situé sous le niveau Ni, par exemple au onzième étage en partant du haut de la colonne 35, puis est amené jusqu'au premier échangeur thermique 25. Le courant 163 est alors réchauffé dans l'échangeur 25, puis est renvoyé dans la colonne 35 à un niveau N7 situé
sous le niveau N6.
De même, un courant de rebouillage latéral inférieur 161 est prélevé à un niveau N8 situé sous le niveau N7, puis est amené dans l'échangeur thermique 25. Le courant 161 est alors réchauffé dans l'échangeur thermique 25 puis est réintroduit à
un niveau N9 situé sous le niveau N8, par exemple au quatorzième étage en partant du haut de la colonne 35.
Dans le circuit de rebouillage de fond 41, un courant liquide 165 de rebouillage de fond est extrait au voisinage du pied de la colonne 35, en dessous des courants de rebouillage latéral 161, 163.
Selon l'invention, le courant 165 est amené dans le premier échangeur thermique amont 25, où il est réchauffé par échange thermique avec au moins une partie du courant de gaz naturel de départ 13 et au moins une partie du courant de recyclage 152. Le courant de rebouillage de fond 165 réchauffé et partiellement vaporisé est ensuite réintroduit dans la colonne 35.
Un courant de fond 171 riche en hydrocarbures en C2+ est extrait du pied de la colonne de récupération 35.
Le courant de fond 171 contient plus de 99% molaire des hydrocarbures en C3+
contenus dans le courant de gaz naturel de départ 13. Il a une teneur en méthane comprise entre 0% et 5%.
12 Le courant de fond 171 est pompé par la pompe de fond de cuve 47 et introduit à
un niveau intermédiaire P1 de la colonne de fractionnement 61.
Dans l'exemple représenté, la colonne de fractionnement 61 opère à une pression comprise entre 20 et 42 bars. Dans cet exemple, la pression de la colonne de fractionnement 61 est supérieure d'au moins 1 bar à la pression de la colonne de récupération 35.
Un courant de pied 181 est extrait de la colonne de fractionnement 61 pour former la coupe 17 d'hydrocarbures en C3+.
Le taux d'extraction des hydrocarbures en C3+ dans le procédé est supérieur à
99%. Dans tous les cas, le taux d'extraction de propane est supérieur à 99%.
Le courant riche en éthane 19 est soutiré directement à un niveau intermédiaire P2 situé dans la région supérieure de la colonne de fractionnement 61.
Dans l'exemple représenté sur les figures, ce courant comprend 1,21% de méthane, 97,77% d'éthane et 1,00% de propane.
Plus généralement, la teneur molaire en éthane dans le courant riche en éthane 19 est supérieure à 95% et notamment comprise entre 96% et 100%.
Le nombre de plateaux théoriques entre la tête de la colonne 61 et le niveau supérieur P2 est par exemple compris entre 1 et 7. Le niveau P2 est supérieur au niveau d'alimentation P1.
Un deuxième courant de tête 183 est extrait de la tête de la colonne 61 puis est refroidi dans le deuxième réfrigérant 67 pour former un deuxième courant de tête 185 refroidi et condensé au moins partiellement. Ce deuxième courant 185 est introduit dans le deuxième ballon séparateur 69 pour produire une fraction liquide 187 et une fraction gazeuse 188.
Dans l'exemple représenté sur la figure 1, la totalité de la fraction liquide 187 est pompée dans la pompe 71 pour former un courant de reflux primaire 190 avant d'être réintroduit comme reflux dans la colonne de fractionnement 61 à un niveau de tête P3 situé au dessus du niveau P2.
Dans ce cas, la totalité de la fraction gazeuse 188 forme, après refroidissement dans l'échangeur thermique de tête 33 et détente dans une vanne 193, un courant de reflux secondaire 192.
Dans l'échangeur de tête 33, la fraction gazeuse 188 est refroidie par échange thermique avec le courant de tête 131.
Dans une variante représentée en pointillés, la fraction liquide 187 est séparée en une fraction 189 liquide de reflux primaire et en une fraction 191 liquide secondaire.
13 La fraction de liquide secondaire 191, lorsqu'elle est présente, est alors mélangée à la fraction gazeuse 188 pour former, après refroidissement et détente, le courant de reflux secondaire 192.
Le courant de reflux secondaire 192 est introduit en reflux à un niveau de tête N4 de la colonne de récupération 35 située entre le niveau de tête N5 et le niveau intermédiaire N3.
Le taux d'extraction d'éthane, et par suite le débit d'éthane produit dans l'installation 11, est commandé en réglant le débit du courant de recyclage 152, d'une part, en réglant la pression dans la colonne de récupération 35, à l'aide des compresseurs 43 et 31 qui sont du type à vitesse variable, d'autre part, et en réglant enfin le débit du courant de reflux secondaire 192 circulant à travers la vanne de détente 193.
Comme le montre le tableau ci-dessous, le débit du courant riche en éthane est réglable, pratiquement sans affecter le taux d'extraction des hydrocarbures en C3+.
Le procédé selon l'invention permet donc, par des moyens simples et peu coûteux, d'obtenir un débit variable et facilement réglable d'un courant riche en éthane 19 extrait du gaz naturel de départ 13, en maintenant le taux d'extraction de propane supérieur à 99%. Ce résultat est obtenu sans modification importante de l'installation dans laquelle le procédé est mis en oeuvre.
Pression Débit courant Récupération Récupération Puissance compression Cl (bara) 152 (kmol/h) éthane (% mole) propane (% mole) totale (kW) 29,0 0,37 0,66 99,76 16254 26,2 1900 15,00 99,48 17622 25,4 2600 29,34 99,06 19072 24,8 4410 43,42 99,87 21389 22,5 5470 58,34 100 25861 20,7 5750 68,89 100 29554 19,1 6000 77,88 100 33136 17,9 6200 84,63 100 36183 Les valeurs des pressions, des températures et débits dans le cas où le taux de récupération d'éthane est égal à 84,99% sont données dans le tableau ci-dessous.
Courant Température ( C) Pression (bar abs) Débit (kmol/h) 13 20.0 50.0 38000 15 40.0 50.0 33634 17 86.8 33.5 978 19 11.9 33.0 3389 113 -44.0 49.8 38000 115 -44.0 49.8 36412
14 120 -69.5 17.8 1588 125 -81.0 17.8 30858 128 -108.5 17.8 5554 131 -101.6 17.6 38134 152 40.0 50.0 4500 154 -40.0 49.8 4500 155 -111.7 17.8 4500 171 -5.3 17.8 4376 192 -3.4 33.0 10 194 -99.0 17.8 10 Lorsque le débit du courant riche en éthane 19 est réduit, la puissance totale de compression est également fortement réduite.
L'installation 11 selon l'invention ne requiert par ailleurs pas d'utilisation impérative d'échangeurs multif lux. Il est ainsi possible d'utiliser uniquement des échangeurs à tubes et calandre.
Le gaz naturel traité 15 comporte des teneurs sensiblement nulles en hydrocarbures en C5+, par exemple inférieures à 1 ppm. Par suite, si la teneur en dioxyde de carbone dans le gaz traité 15 est inférieure à 50 ppm, ce gaz 15 peut être liquéfié sans traitement ou fractionnement complémentaire.
Dans le premier procédé selon l'invention, le courant de rebouillage de fond est mis en relation d'échange thermique dans le premier échangeur thermique 25 avec le courant de recyclage 152, avec au moins une partie du courant de tête 131, avec le courant de gaz naturel de départ 13 et avec les courants de rebouillage latéral 161, 163.
Cette intégration thermique particulière du procédé est bénéfique en termes de rendement, et n'affecte pas la récupération d'éthane, lorsque celle-ci est souhaitée.
Ainsi, lorsque le courant de recyclage 152 est placé en relation d'échange thermique avec au moins une partie du courant de tête 131, et lorsque le courant de rebouillage de fond 165 est placé en relation d'échange thermique avec le courant de gaz naturel de départ 13, les inventeurs ont constaté de manière surprenante une augmentation synergique du rendement de l'installation 11.
Ainsi, comme illustre le tableau ci-dessous, un gain de rendement de 16% est observé par rapport à l'installation selon l'état de la technique en conservant un taux de récupération de 85%, toutes les autres conditions étant maintenues. Ce gain extrêmement significatif est obtenu, en maintenant une récupération d'éthane très élevée.
15 Cas Récupération d'éthane ( /0 mole) Puissance totale (kW) Gain ( /0) Etat de la technique 85.01 44756 Installation 11 85.00 40566 9.4 sans recyclage de gaz traité
Installation 11 85.04 44651 0.2 sans rebouilleur de fond intégré
Installation 11 84.99 37422 16.4 Par ailleurs, la présence combinée du recyclage d'une partie du gaz traité et d'un ensemble de rebouillage de fond 41 intégré dans le premier échangeur thermique engendre, de manière inattendue, un gain de rendement supérieur à ce qui est observé
en présence de l'une ou l'autre de ces dispositions prise individuellement.
Ainsi, lorsque le premier procédé est mis en oeuvre sans courant de recyclage de gaz traité 152, le gain obtenu est de 9,4%, alors que lorsque le premier procédé 11 est mis en uvre sans rebouilleur de fond intégré dans l'échangeur thermique 25, le gain obtenu est de 0,2%. Le gain observé par la mise en commun des caractéristiques précitées est donc notablement supérieur à la somme des gains individuels obtenus, démontrant un effet synergique inattendu, qui n'affecte pas la récupération d'éthane.
En variante, le courant de gaz traité issu du premier compresseur 31 peut être amené dans un compresseur 43 à deux étages de puissances équivalentes, avec un réfrigérant intermédiaire refroidissant le gaz à la même température que le réfrigérant 45.
Une deuxième installation 201 selon l'invention est illustrée par la figure 2.
L'installation 201 diffère de la première installation 11 en ce qu'elle comporte en outre une turbine de détente auxiliaire 203 et un compresseur auxiliaire 205 couplé à la turbine 203.
Dans un premier mode de réalisation, le compresseur auxiliaire 205 est interposé entre le premier compresseur 31 et le deuxième compresseur 43.
Un deuxième procédé selon l'invention est mis en uvre dans la deuxième installation 201.
A la différence du premier procédé selon l'invention, le courant de gaz naturel de départ 13 est séparé en un premier courant de départ 207 et un deuxième courant de départ 209.
Le débit molaire du premier courant de départ 207 est avantageusement supérieur au débit molaire du deuxième courant de départ 209.
16 Puis, le premier courant de départ 207 est introduit dans le premier échangeur thermique 25 pour y être refroidi et partiellement condensé et former le courant de gaz naturel refroidi 113 introduit dans le premier ballon séparateur 27.
Le deuxième courant de départ 209 est introduit dans la turbine de détente auxiliaire 203, pour y être détendu jusqu'à une pression proche de la pression de fonctionnement de la colonne 35 et former un courant de reflux auxiliaire 211.
Le courant de reflux auxiliaire 211 est alors introduit dans le premier échangeur thermique de tête 33 pour y être refroidi et partiellement condensé, puis dans une vanne de détente 213 pour former un courant de reflux auxiliaire détendu 215.
Le courant 215 est ensuite introduit dans la colonne de récupération 35 à
un niveau supérieur N10 situé entre le niveau N3 et le niveau N4.
Dans l'exemple représenté sur la figure 2, le courant de tête 217 issu du premier compresseur 31 est introduit, à sa sortie du premier compresseur 31 dans le compresseur auxiliaire 205, pour y être comprimé à une pression intermédiaire, avant de rejoindre le deuxième compresseur 43.
Les valeurs des pressions, des températures, et des débits dans le cas où le taux de récupération d'éthane est égal à 85,00% sont données dans le tableau ci-dessous.
Courant Température ( C) Pression (bar abs) Débit (kmol/h) 13 20.0 50.0 38000 15 40.0 50.0 33634
17 87.7 34.0 978 19 12.6 33.5 3389 113 -50.1 49.8 35074 115 -50.1 49.8 31965 120 -79.3 16.5 3109 125 -88.8 16.5 29505 128 -110.9 16.5 2460 131 -102.9 16.3 36154 152 40.0 50.0 2520 154 -50.0 49.8 2520 155 -113.5 16.5 2520 171 -8.4 16.5 4376 192 -2.0 33.5 10 194 -100.3 16.5 10 207 20.0 50.0 35074 211 -26.3 20.9 2926 215 -107.0 16.5 2926 La mise en oeuvre du deuxième procédé selon l'invention produit un résultat analogue à celui du premier procédé, grâce à la synergie observée entre la mise en relation d'échange thermique du courant de rebouillage de fond 165 avec le courant de gaz naturel de départ 13, prise en combinaison avec la présence d'un courant de recyclage 152, mis en relation d'échange thermique avec au moins une partie du courant de tête 131.
Ainsi, la consommation du procédé de mise en uvre de l'installation 201 conduit à une puissance consommée égale à 37588 KW, soit un gain de 16% par rapport à
celui de l'installation de l'état de la technique.
Dans une variante de la figure 2 (visible en pointillés), le compresseur auxiliaire 205 est monté en aval du compresseur 43 pour comprimer le courant de recyclage 152, avant son introduction dans le premier échangeur thermique 25.
L'installation et la mise en uvre du procédé sont par ailleurs analogues à
celui de la figure 2.
Une troisième installation 221 selon l'invention est illustrée par la figure 3. A la différence de l'installation 11 représentée sur la figure 1, l'installation 221 comporte un deuxième ballon séparateur amont 223 disposé en aval du premier ballon séparateur pour recueillir la phase liquide 117 issue du premier ballon séparateur 27.
Un troisième procédé selon l'invention, est mis en oeuvre à l'aide de l'installation 221. Ce troisième procédé diffère du premier procédé selon l'invention, en ce que la phase liquide 117 est détendue dans une vanne de détente statique 225. Cette détente est effectuée jusqu'à une pression supérieure à la pression de fonctionnement de la colonne 35.
La phase liquide est ensuite détendue et introduite dans le deuxième ballon séparateur amont 223.
Une fraction liquide 227 est récupérée au fond du ballon 223, et est détendue dans une vanne 229 pour former une fraction détendue 231. La fraction détendue 231 est introduite dans la colonne de récupération 35 au niveau Ni.
Une fraction gazeuse 233 est recueillie en tête du deuxième ballon séparateur amont 223. Cette fraction 233 est envoyée vers l'échangeur thermique de tête 33 pour y être refroidie avant d'être détendue dans une vanne de détente 135 pour former une fraction détendue 237.
La fraction détendue 237 est introduite dans la colonne de récupération 35 à
un niveau intermédiaire N11 compris entre le niveau N2 et le niveau N3.
Les valeurs des pressions, des températures, et des débits dans le cas où le taux de récupération d'éthane est égal à 84,99% sont données dans le tableau ci-dessous :
Courant Température ( C) Pression (bar abs) Débit (kmol/h) 13 20.0 50.0 38000 15 40.0 50.0 33658
18 17 86.8 33.5 978
19 13.1 33.0 3364 113 -42.7 49.8 38000 115 -42.7 49.8 36709 117 -42.7 49.8 1291 118 -62.3 23.3 1291 125 -79.4 18.0 32325 128 -108.1 18.0 4384 131 -101.4 17.8 39758 152 40.0 50.0 6100 154 -40.0 49.8 6100 155 -111.3 18.0 6100 171 -3.5 18.0 4392 188 7.2 33.0 50 192 -98.8 18.0 50 231 -67.4 18.0 910 233 -62.3 23.3 381 237 -106.2 18.0 381 Le procédé mis en uvre à l'aide de la troisième installation 221 selon l'invention conduit à une puissance totale consommée par les compresseurs de 35960 KW, soit un gain de 19,7% par rapport au procédé de l'état de la technique.
Elle permet en outre un gain additionnel de 3,9% par rapport au premier procédé
selon l'invention.
Dans une variante du troisième procédé, la phase liquide 117 obtenue au pied du premier ballon séparateur 27 est introduite dans le premier échangeur thermique 25 pour y être réchauffée, avant d'être amenée dans la vanne 225.
Le mélange est détendu dans la vanne 225, avant d'être séparé dans le deuxième ballon séparateur amont 223.
Une quatrième installation 241 selon l'invention est illustrée par la figure 4. A la différence de la première installation 11, le courant 171 issu de la colonne de récupération 35 est passé dans le premier échangeur thermique 25, pour y être réchauffé
avant d'être introduit dans la colonne de fractionnement 61.
Le quatrième procédé selon l'invention met donc en oeuvre un réchauffage de ce courant de fond 171, après son passage dans la pompe 47.
Pour un taux de récupération d'éthane de 85,00%, la consommation totale est alors de 34201 kW, ce qui fournit un gain de 23,6% par rapport à
l'installation de l'état de la technique. Le gain est par ailleurs de 8,6% par rapport au premier procédé
selon l'invention.
Les valeurs des pressions, des températures, et des débits dans le cas où le taux de récupération d'éthane est égal à 85,00% sont données dans le tableau ci-dessous :

Courant Température ( C) Pression (bar abs) Débit (kmol/h) 13 20.0 50.0 38000 15 40.0 50.0 33656 17 86.8 33.5 976 19 12.9 33.0 3368 113 -40.1 49.8 38000 115 -40.1 49.8 37218 120 -65.8 16.2 782 125 -80.1 16.2 27578 128 -110.6 16.2 9640 131 -102.9 16.0 34051 152 40.0 50.0 395 154 -40.0 49.8 395 155 -113.9 16.2 395 171 -7.7 16.2 4354 188 5.4 33.0 10 192 -100.2 16.2 10 243 12.0 33.5 4354 Une cinquième installation selon l'invention 251 est illustrée par la figure 5. Cette installation est destinée à la mise en oeuvre d'un cinquième procédé selon l'invention.
A la différence du premier procédé selon l'invention, un courant de dérivation est prélevé dans le courant de recyclage 152, avantageusement en aval du premier échangeur thermique 25 et en amont du deuxième échangeur thermique 33, pour être réintroduit dans un courant situé en amont de la première turbine de détente dynamique 29.
Le débit du courant de dérivation 253 est par exemple égal à 47% du débit molaire total du courant de recyclage 152 prélevé dans le courant traité.
Le cinquième procédé selon l'invention est par ailleurs mis en oeuvre de manière analogue au quatrième procédé selon l'invention.
Dans l'exemple de la figure 5, le courant de dérivation 253 est mélangé au courant d'alimentation 121 avant son introduction dans la turbine 29.
Dans une variante représentée en pointillés, la cinquième installation 251 comporte en outre une turbine de détente dynamique secondaire 255 attelée à un compresseur secondaire 257. Un courant de recyclage secondaire 258 est alors prélevé
dans le courant de recyclage 152 avant son introduction dans le premier échangeur thermique 25.
Le courant de recyclage secondaire 258 est introduit dans la turbine de détente secondaire 255, pour former un courant de recyclage secondaire détendu 261, qui est réintroduit dans le courant de tête partiellement réchauffé 139 issu du premier échangeur thermique de tête 33.
Par ailleurs, un courant de tête secondaire 263 est prélevé dans le courant de tête réchauffé 140 issu du premier échangeur thermique 25 pour être amené jusqu'au 5 compresseur secondaire 257 et former un courant de tête secondaire comprimé 265.
Ce courant 265 est ensuite réintroduit dans le courant de tête comprimé à une pression intermédiaire issu du premier compresseur 31 en amont du deuxième compresseur 43.
Le gain de puissance obtenu par rapport au procédé de l'état de la technique est 10 alors de l'ordre de 15,4%, pour une puissance totale consommée de 37851 kW.
Les valeurs des pressions, des températures, et des débits dans le cas où le taux de récupération d'éthane est égal à 85,00% sont données dans le tableau ci-dessous :
Courant Température ( C) Pression (bar abs) Débit (kmol/h) 13 20.0 50.0 38000 15 40.0 50.0 33633 17 86.8 33.5 978 19 11.9 33.0 3389 113 -47.4 49.8 38000 115 -47.4 49.8 35524 120 -74.1 17.7 2477 125 -84.8 17.7 31199 128 -108.8 17.7 6463 131 -101.7 17.5 38183 152 40.0 50.0 4550 154 -40.0 49.8 4550 155 -111.8 17.7 2412 171 -5.5 17.7 4377 188 -3.4 33.0 10 192 -99.1 17.7 10 253 -40.0 49.8 2138 15 Une sixième installation 271 selon l'invention est représentée sur la figure 6. Cette installation 271 est destinée au dégoulottage d'une installation telle qu'illustrée dans US
7 458 232 et comprenant initialement, un premier échangeur thermique amont 25, un premier ballon séparateur 27, une colonne de récupération 35, un premier échangeur thermique de tête 33 et une colonne de fractionnement 61 munie d'un condenseur de tête
20 63..
A la différence de la première installation 11 selon l'invention, l'installation 271 comporte en outre un deuxième échangeur thermique amont 273 et un troisième
21 échangeur thermique amont 275, destinés à être placés en parallèle du premier échangeur thermique amont 25.
L'installation 271 comporte en outre un compresseur d'appoint 277 destiné à
comprimer le courant de recyclage 152, et un réfrigérant d'appoint 279 destiné
à refroidir le courant de recyclage comprimé.
Par ailleurs, la sixième installation 271 comporte un deuxième échangeur thermique de tête 281 destiné à être placé en parallèle du premier échangeur thermique de tête 33, pour placer au moins une partie du courant de tête 131 en relation d'échange thermique avec au moins une partie du courant de recyclage 152.
Un sixième procédé selon l'invention est mis en uvre dans la sixième installation 271. Dans ce procédé, le courant de gaz naturel de départ 13 est séparé en un premier courant de départ 207 introduit dans le premier échangeur thermique amont 25 et en un deuxième courant de départ 209 introduit dans un deuxième échangeur thermique amont 273.
Le premier courant de départ 207 est ensuite refroidi dans le premier échangeur thermique amont 25 pour former un premier courant de départ refroidi 281A. De même, le deuxième courant de départ 209 est refroidi dans le deuxième échangeur thermique amont 273 pour former un deuxième courant 283 de départ refroidi. Les courants 281A et 283 sont mélangés pour former le courant refroidi 113 destiné à être introduit dans le premier ballon séparateur amont 27.
Les courants de rebouillage latéral 161, 163 sont introduits dans le premier échangeur thermique 25 pour y être réchauffés.
A la différence du premier procédé selon l'invention, le courant de rebouillage de fond 165 est introduit dans le deuxième échangeur thermique amont 273 pour y être réchauffé par échange thermique avec le deuxième courant de départ 209.
De même, à la différence du premier procédé selon l'invention, le courant de tête 131 issu de la colonne de récupération 35 est tout d'abord séparé en une première fraction 285 de courant de tête et une deuxième fraction 287 de courant de tête.
La première fraction 285 est introduite dans le premier échangeur thermique de tête 33 pour y être réchauffée par échange thermique, d'une part, avec le courant de reflux 123, et d'autre part, avec le courant de reflux secondaire 192.
La deuxième fraction 287 est introduite dans le deuxième échangeur thermique de tête 281.
Le rapport du débit molaire de la première fraction 285 à la deuxième fraction est par exemple compris entre 0 et 20.
22 Puis, les fractions récupérées à la sortie des échangeurs de tête 33, 281 sont remélangées, avant d'être à nouveau séparées en une première partie 289 du courant de tête réchauffé et en une deuxième partie 291 du courant de tête réchauffé.
La première partie 289 est introduite dans le premier échangeur thermique amont 25 pour y être réchauffée par échange thermique avec le premier courant de départ 207, simultanément avec les courants de rebouillage latéral 161 et 163.
La deuxième partie 291 est introduite dans le troisième échangeur thermique amont 275 pour y être réchauffée.
Les parties 289 et 291 réchauffées sont alors réunies pour former le courant de tête réchauffé 140, puis sont amenés vers le premier compresseur 31.
A la différence du premier procédé selon l'invention, le courant de recyclage est prélevé dans le courant de tête réchauffé 140 en amont du premier compresseur 31.
Le rapport du débit molaire du courant de recyclage 152 au débit molaire du courant de tête 131 issu de la colonne 35 est par exemple compris entre 0% et 25%.
Le courant de recyclage 152 est ensuite comprimé dans le compresseur d'appoint 277, jusqu'à une pression par exemple supérieure à 50 bar, puis est refroidi dans le réfrigérant 279, pour former un courant de recyclage comprimé refroidi 293.
Le courant 293 est ensuite introduit successivement dans le troisième échangeur thermique amont 275, puis dans le deuxième échangeur thermique de tête 281 pour y être refroidi, avant d'être détendu dans une vanne de détente 295 et former un courant de recyclage détendu refroidi 297.
Le courant 297 est alors introduit dans la colonne de récupération 35, au même niveau que le courant de reflux secondaire 194.
Ainsi, dans le premier échangeur thermique amont 25 présent initialement dans l'installation, une partie 207 du courant de gaz naturel de départ 13, les courants de rebouillage latéral 161, 163 et une partie 289 du courant de tête sont placés en relation d'échange thermique.
Dans le deuxième échangeur thermique amont 273, une deuxième partie 209 du courant de gaz naturel de départ 13, et le courant de rebouillage de fond 165 sont placés en relation d'échange thermique. Dans le troisième échangeur thermique amont 275, une deuxième partie 291 du courant de tête 131, et le courant de recyclage 152 sont placés en relation d'échange thermique.
L'installation 271 selon l'invention ne requiert par ailleurs pas d'utilisation impérative d'échangeurs multiflux. Il est ainsi possible d'utiliser uniquement des échangeurs à tubes et calandre.
23 En outre, en tête de la colonne 35, le courant de reflux 123, une première partie du courant de tête 285, et le courant de reflux secondaire 192 sont placés en relation d'échange thermique dans le premier échangeur thermique de tête 33. Dans le deuxième échangeur thermique de tête 281, une deuxième partie 287 du courant de tête 131 et le courant de recyclage comprimé refroidi 233 sont placés en relation d'échange thermique.
L'installation 271 telle que représentée sur la figure 6 permet d'accommoder des augmentations du débit d'alimentation de 0% à 15%, et plus préférentiellement d'au moins 10%, en limitant au minimum l'augmentation de puissance de compression nécessaire.
Les valeurs des pressions, des températures, et des débits dans le cas où le taux de récupération d'éthane est égal à 85,00% sont données dans le tableau ci-dessous :
Courant Température ( C) Pression (bar abs) Débit (kmol/h) 13 20.0 50.0 39900 15 40.0 50.0 35336 17 90.1 33.5 956 19 13.4 33.0 3608 113 -44.3 49.8 39900 115 -44.3 49.8 38154 120 -74.8 13.5 1746 125 -89.1 13.5 29961 128 -115.6 13.5 8193 131 -106.5 13.3 36016 140 15.9 12.9 36016 141 150.2 50.2 35336 152 15.9 12.9 680 171 -15.0 13.5 4565 192 5.0 33.0 1 194 -103.7 13.5 1 207 20.0 50.0 39900 225 -118.4 13.5 680 285 -106.5 13.3 33250 287 -106.5 13.3 2766 289 -58.6 13.1 34935 291 -58.6 13.1 1080 293 40.0 50.2 680 Dans les exemples représentés sur les Figures, le courant riche en éthane 19 est prélevé directement dans la colonne de fractionnement 61, avantageusement à un niveau supérieur P2 de la colonne 61 défini plus haut.
La coupe d'hydrocarbures 17 en C3+ est par ailleurs formée directement par le courant de pied 181 de la colonne 61.
24 En variante (non représentée), les hydrocarbures en 02 sont extraits de la colonne de fractionnement 61 par le courant de pied 181, en même temps que les hydrocarbures en C3+. Le courant de pied 181 est alors introduit dans une colonne aval de fractionnement.
La coupe riche en éthane 19 comme la coupe d'hydrocarbures en C3+ 17 sont alors produites dans la colonne aval de fractionnement.

Claims (19)

REVENDICATIONS
1.- Procédé de production simultanée d'un gaz naturel traité (15), d'une coupe (17) riche en hydrocarbures en C3+, et dans au moins certaines conditions de production, d'un courant (19) riche en éthane, à partir d'un courant (13) de gaz naturel de départ contenant du méthane, de l'éthane et des hydrocarbures en C3+, le procédé comprenant les étapes suivantes :
- refroidissement et condensation partielle du courant (13) de gaz naturel de départ dans au moins un premier échangeur thermique amont (25) pour former un courant de départ refroidi (113) ;
- séparation du courant de gaz de départ refroidi (113) en un flux liquide (117) et en un flux gazeux (115);
- détente du flux liquide (117), et introduction d'un courant issu du flux liquide (117) dans une colonne (35) de récupération des hydrocarbures en C2+ à un premier niveau intermédiaire (N1) ;
- formation d'un courant d'alimentation (121) de turbine à partir du flux gazeux (115) ;
- détente du courant d'alimentation (121) dans une première turbine (29) de détente dynamique et introduction dans la colonne de récupération (35) à un deuxième niveau intermédiaire (N2) ;
- récupération et compression d'au moins une partie d'un courant de tête (131) de la colonne de récupération (35) pour former le gaz naturel (15) et récupération du courant de pied de la colonne de récupération (35) pour former un courant liquide (171) riche en hydrocarbures en C2+ ;
- introduction du courant liquide (171) à un niveau d'alimentation (P1) d'une colonne de fractionnement (61) munie d'un condenseur de tête (63), le courant riche en éthane (19) étant produit, dans les dites conditions de production, à partir d'un courant issu de la colonne de fractionnement (61), la colonne de fractionnement (61) produisant un courant de pied (181) destiné à former au moins en partie une coupe d'hydrocarbures en C3+ ;
- introduction d'un courant de reflux primaire (190) produit dans le condenseur de tête (63) en reflux dans la colonne de fractionnement (61) ;
- production d'un courant de reflux secondaire (192) à partir du condenseur de tête (63) et introduction du courant de reflux secondaire (192) en tête de la colonne de récupération (35), caractérisé en ce que le procédé comporte les étapes suivantes :

- prélèvement d'un courant de recyclage (152) dans le courant de tête (131, 140, 141) issu de la colonne de récupération (35);
- mise en relation d'échange thermique du courant de recyclage (152) avec au moins une partie du courant de tête (131) issu de la colonne de récupération (35), - réintroduction, après détente, du courant de recyclage refroidi et détendu, dans la colonne de récupération (35);
le procédé comportant le prélèvement dans le fond de la colonne de récupération (35) d'au moins un courant de rebouillage de fond (165), et la mise en relation d'échange thermique du courant de rebouillage de fond avec au moins une partie du gaz naturel de départ (13) ou/et avec le courant de recyclage (152), le rebouillage de fond étant assuré
par les calories prélevées dans le courant de gaz naturel de départ (13) ou/et dans le courant de recyclage (152).
2.- Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'au moins une partie du courant de tête (131) de la colonne de récupération (35) et le courant de recyclage (152) sont placés en relation d'échange thermique avec le courant de gaz naturel de départ (13) et avec le courant de rebouillage de fond (165).
3.- Procédé selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que le courant de recyclage (154) issu du premier échangeur thermique amont (25), le courant de reflux secondaire (192) issu du condenseur de tête (63), et le courant de tête (131) provenant de la colonne de récupération (35) sont mis en relation d'échange thermique dans un premier échangeur thermique de tête (33).
4.- Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, caractérisé en ce qu'au moins un courant de rebouillage latéral (161, 163) est prélevé au-dessus du courant de rebouillage de fond (165), le ou chaque courant de rebouillage latéral (161, 163) étant placé en relation d'échange thermique avec au moins une partie du courant de gaz naturel de départ (13).
5.- Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que le courant riche en éthane (19) est soutiré à partir d'un niveau intermédiaire de la colonne de fractionnement (61) situé au-dessus du niveau d'alimentation de la colonne (61), et en dessous du niveau de tête de la colonne de fractionnement (61).
6.- Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, caractérisé en ce qu'il comporte les étapes suivantes :
- séparation du courant de gaz naturel de départ (13) en un premier courant de départ (207) et en un deuxième courant de départ (209) ;
- introduction du premier courant de départ (207) dans le premier échangeur thermique amont (25);

- introduction d'au moins une partie du deuxième courant de départ (209) dans une turbine de détente dynamique auxiliaire (203) pour former un courant de reflux auxiliaire (215) à partir de l'effluent issu de la turbine auxiliaire (203) ;
- introduction du courant de reflux auxiliaire (215) dans la colonne de récupération (35).
7.- Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce qu'au moins une partie du courant de recyclage (152) est comprimée dans un compresseur auxiliaire (205) couplé à
la turbine auxiliaire (203).
8.- Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, caractérisé en ce qu'au moins une partie du courant de tête est comprimée dans un compresseur auxiliaire (205) couplé à la turbine auxiliaire (203).
9. ¨ Procédé selon la revendication 8, caractérisé en ce que le au moins une partie du courant de tête est comprimée dans un compresseur auxiliaire (205) couplé à
la turbine auxiliaire (203) entre un premier compresseur (31) couplé à la première turbine (29) et un deuxième compresseur (43).
10.- Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 9, caractérisé en ce qu'il comporte le prélèvement, dans le courant de recyclage (152), d'un courant de dérivation (253), le courant de dérivation (253) étant réintroduit dans un courant situé en amont de la première turbine (29).
11.- Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 10, caractérisé en ce que le flux liquide (117) issu d'un premier ballon séparateur amont (27) est détendu et est introduit dans un deuxième ballon séparateur amont (223) pour former une fraction liquide (227) et une fraction gazeuse (233), la fraction liquide (227) étant introduite après détente au premier niveau intermédiaire (N1) de la colonne de récupération (35), la fraction gazeuse (233) étant introduite à un niveau supérieur (N11) de la colonne de récupération (35), situé au-dessus du niveau intermédiaire (N1), et le flux liquide (117) issu du premier ballon séparateur amont (27) est réchauffé
avant d'être introduit dans le deuxième ballon séparateur amont (223).
12. ¨ Procédé selon la revendication 11, caractérisé en ce que le flux liquide (117) issu du premier ballon séparateur amont (27) est placé en relation d'échange thermique avec le courant de gaz naturel de départ (13) pour être réchauffé avant d'être introduit dans le deuxième ballon séparateur amont (223).
13.- Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 12, caractérisé en ce qu'il comporte la mise en relation d'échange thermique du courant de pied (171) issu de la colonne de récupération (35) avec le courant de gaz naturel de départ (13) et avec le courant de rebouillage de fond (165) dans le premier échangeur thermique amont (25) avant son introduction dans la colonne de fractionnement (61).
14.- Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 13, caractérisé en ce que le flux gazeux (115) issu du premier ballon séparateur (27) est séparé en le courant d'alimentation (121) et en un courant de reflux (123), le courant d'alimentation (121) étant destiné à alimenter la turbine de détente dynamique (29), le courant de reflux (123) étant introduit, après refroidissement, condensation partielle ou totale, et détente dans une vanne, en reflux dans la colonne de récupération (35).
15.- Installation (11 ; 201 ; 221, 241 ; 251 ; 271) de production simultanée d'un gaz naturel traité (15), d'une coupe (17) riche en hydrocarbures en C3+, et dans au moins certaines conditions de production, d'un courant (19) riche en éthane, à
partir d'un courant (13) de gaz naturel de départ contenant du méthane, de l'éthane et des hydrocarbures C3+, l'installation comprenant :
- un ensemble de refroidissement et de condensation partielle du courant (13) de gaz naturel de départ comprenant au moins un premier échangeur thermique amont (25) pour former un courant de départ refroidi (113) ;
- un ensemble de séparation du courant de départ refroidi (113) en un flux liquide (117) et en un flux gazeux (115);
- une colonne (35) de récupération des hydrocarbures en C2+
- un ensemble de détente du flux liquide (117), et d'introduction d'un courant issu du flux liquide (117) dans la colonne de récupération (35) à un premier niveau intermédiaire (N1) ;
- un ensemble de formation d'un courant d'alimentation (121) de turbine à
partir du flux gazeux (115) ;
- un ensemble de détente du courant d'alimentation (121) comprenant une turbine (29) de détente dynamique et un ensemble d'introduction du courant d'alimentation détendu dans la colonne de récupération (35) à un deuxième niveau intermédiaire (N2) ;
- un ensemble de récupération et de compression d'au moins une partie du courant de tête (131) de la colonne de récupération (35) pour former le gaz naturel (15) et un ensemble de récupération du courant de pied de la colonne de récupération (35) pour former un courant liquide (171) riche en hydrocarbures en - une colonne de fractionnement (61) munie d'un condenseur de tête (63), - un ensemble d'introduction du courant liquide à un niveau d'alimentation (P1) de la colonne de fractionnement (61), le courant riche en éthane (19) étant propre à être produit, dans les dites conditions de production, à partir d'un courant issu de la colonne de fractionnement (61), la colonne de fractionnement (61) étant apte à
produire un courant de pied (181) destiné à former, au moins en partie une coupe d'hydrocarbures en C3+ (17) ;
- un ensemble d'introduction d'un courant de reflux primaire (190) produit dans le condenseur de tête (63) en reflux dans la colonne de fractionnement (61) ;
- un ensemble de production d'un courant de reflux secondaire (192) à partir du condenseur de tête (63) et un ensemble d'introduction du courant de reflux secondaire (192) en tête de la colonne de récupération (35), caractérisée en ce que l'installation comporte :
- un ensemble de prélèvement d'un courant de recyclage (152) dans le courant de tête (131, 140, 141) de la colonne de récupération (35);
- un ensemble de mise en relation d'échange thermique du courant de recyclage (152) avec au moins une partie du courant de tête (131) issu de la colonne de récupération (35), - un ensemble de réintroduction, après détente (35), du courant de recyclage (152) dans la colonne de récupération (35), l'installation comportant en outre un ensemble de prélèvement dans le fond de la colonne de récupération (35) d'au moins un courant de rebouillage de fond (165), et un ensemble de mise en relation d'échange thermique du courant de rebouillage de fond avec au moins une partie du gaz naturel de départ (13) ou/et avec le courant de recyclage (152), le rebouillage étant propre à être assuré par les calories prélevées dans le courant de gaz naturel de départ (13) ou/et dans le courant de recyclage (152).
16.- Installation (11 ; 201 ; 221 ; 241 ; 251) selon la revendication 15, caractérisée en ce qu'elle comporte le premier échangeur thermique amont (25) propre à
mettre en relation d'échange thermique au moins une partie du courant de gaz naturel de départ (13), le courant de rebouillage de fond (165), et le courant de recyclage (152).
17. - Installation (11 ; 201 ; 221 ; 241 ; 251) selon la revendication 16, caractérisée en ce qu'elle comporte le premier échangeur thermique amont (25) propre à
mettre en relation d'échange thermique au moins une partie du courant de gaz naturel de départ (13), le courant de rebouillage de fond (165), des courants de rebouillage latéral (161, 163), au moins une partie du courant de tête (131) et le courant de recyclage (152).
18.- Installation (271) selon la revendication 15, caractérisée en ce qu'elle comporte le premier échangeur thermique amont (25) propre à mettre en relation d'échange thermique une première partie du courant de gaz naturel de départ (13), avec au moins une partie du courant de tête (131), un deuxième échangeur thermique amont (273), distinct du premier échangeur thermique amont (25), propre à mettre en relation d'échange thermique une deuxième partie du courant de gaz de départ (13) avec le courant de rebouillage de fond (165) issu de la colonne de récupération (35), et un troisième échangeur thermique amont (275) distinct du premier échangeur thermique amont (25) et du deuxième échangeur thermique amont (273), le troisième échangeur thermique amont (275) étant propre à mettre en relation d'échange thermique au moins une partie du courant de recyclage (152) avec au moins une partie du courant de tête (131), l'installation (271) comportant un compresseur d'appoint (277) propre.
19. ¨ Installation (271) selon la revendication 18, caractérisée en ce que le compresseur d'appoint (277) propre à comprimer la partie du courant de recyclage (152) destinée à être introduite dans le troisième échangeur thermique amont (275).
CA2878125A 2012-07-05 2013-07-05 Procede de production d'un courant riche en ethane d'un gaz naturel traite et installation associee Active CA2878125C (fr)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR1256488 2012-07-05
FR1256488A FR2992972B1 (fr) 2012-07-05 2012-07-05 Procede de production d'un gaz naturel traite, d'une coupe riche en hydrocarbures en c3+, et eventuellement d'un courant riche en ethane, et installation associee
PCT/EP2013/064238 WO2014006178A1 (fr) 2012-07-05 2013-07-05 Procédé de production d'un gaz naturel traité, d'une coupe riche en hydrocarbures en c3 +, et éventuellement d'un courant riche en éthane, et installation associée

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CA2878125A1 CA2878125A1 (fr) 2014-01-09
CA2878125C true CA2878125C (fr) 2020-09-22

Family

ID=46754708

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CA2878125A Active CA2878125C (fr) 2012-07-05 2013-07-05 Procede de production d'un courant riche en ethane d'un gaz naturel traite et installation associee

Country Status (9)

Country Link
US (1) US20150153101A1 (fr)
EP (1) EP2870226B1 (fr)
AP (1) AP2015008259A0 (fr)
AR (1) AR093223A1 (fr)
CA (1) CA2878125C (fr)
FR (1) FR2992972B1 (fr)
MX (1) MX2015000147A (fr)
RU (1) RU2620601C2 (fr)
WO (1) WO2014006178A1 (fr)

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10852060B2 (en) 2011-04-08 2020-12-01 Pilot Energy Solutions, Llc Single-unit gas separation process having expanded, post-separation vent stream
JP6225049B2 (ja) * 2013-12-26 2017-11-01 千代田化工建設株式会社 天然ガスの液化システム及び液化方法
US10928128B2 (en) * 2015-05-04 2021-02-23 GE Oil & Gas, Inc. Preparing hydrocarbon streams for storage
US10352616B2 (en) * 2015-10-29 2019-07-16 Black & Veatch Holding Company Enhanced low temperature separation process
WO2017151147A1 (fr) * 2016-03-04 2017-09-08 Pilot Energy Solutions, Llc Récupération de gaz de torche à capture du carbone
US10844304B2 (en) 2016-06-02 2020-11-24 Pilot Energy Solutions, Llc Two column hydrocarbon recovery from carbon dioxide enhanced oil recovery streams
MX2020002413A (es) * 2017-09-06 2020-09-17 Linde Eng North America Inc Metodos para proporcionar refrigeracion en plantas de recuperacion de liquidos del gas natural.
FR3088648B1 (fr) * 2018-11-16 2020-12-04 Technip France Procede de traitement d'un flux de gaz d'alimentation et installation associee
CN110185506B (zh) * 2019-05-27 2022-02-08 西南石油大学 一种天然气调压站压力能综合利用系统
US20210063083A1 (en) * 2019-08-29 2021-03-04 Exxonmobil Upstream Research Company Liquefaction of Production Gas
CN111253985A (zh) * 2020-03-03 2020-06-09 武汉科技大学 一种用于荒煤气冷却及馏分初步分离的装置及其工艺

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2578637B1 (fr) 1985-03-05 1987-06-26 Technip Cie Procede de fractionnement de charges gazeuses et installation pour l'execution de ce procede
US5983664A (en) * 1997-04-09 1999-11-16 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US6116050A (en) * 1998-12-04 2000-09-12 Ipsi Llc Propane recovery methods
US7051553B2 (en) * 2002-05-20 2006-05-30 Floor Technologies Corporation Twin reflux process and configurations for improved natural gas liquids recovery
FR2879729B1 (fr) * 2004-12-22 2008-11-21 Technip France Sa Procede et installation de production de gaz traite, d'une coupe riche en hydrocarbures en c3+ et d'un courant riche en ethane
EA014452B1 (ru) * 2005-07-07 2010-12-30 Флуор Текнолоджиз Корпорейшн Способы и установка для извлечения газоконденсатных жидкостей
FR2944523B1 (fr) * 2009-04-21 2011-08-26 Technip France 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
RU2434671C1 (ru) * 2010-05-11 2011-11-27 Учреждение Российской Академии Наук Институт Сильноточной Электроники Сибирского Отделения Ран (Исэ Со Ран) Способ получения конденсата и осушки природного газа и проточный реактор для его осуществления
CN103857648B (zh) * 2011-06-20 2015-09-09 氟石科技公司 改造天然气加工液态产物回收成套设备的构造和方法

Also Published As

Publication number Publication date
RU2620601C2 (ru) 2017-05-29
EP2870226A1 (fr) 2015-05-13
FR2992972A1 (fr) 2014-01-10
EP2870226B1 (fr) 2017-05-31
AR093223A1 (es) 2015-05-27
FR2992972B1 (fr) 2014-08-15
CA2878125A1 (fr) 2014-01-09
MX2015000147A (es) 2015-04-10
WO2014006178A1 (fr) 2014-01-09
AP2015008259A0 (en) 2015-02-28
RU2015103754A (ru) 2016-08-27
US20150153101A1 (en) 2015-06-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2878125C (fr) Procede de production d'un courant riche en ethane d'un gaz naturel traite et installation associee
EP1828697B1 (fr) Procede et installation de production de gaz naturel traite , d ' une coupe riche en hydrocarbures en c3 + et courant riche en ethane
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
EP2452140B1 (fr) Procédé de production d'un courant riche en méthane et d'un courant riche en hydrocarbures en c2+, et installation associée
EP1454104B1 (fr) Procede et installation de separation d'un melange gazeux contenant du methane par distillation
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.
EP1639062A2 (fr) Procede et installation de production simultanee d un gaz na turel apte a etre liquefie et d une coupe de liquides du gaz naturel.
CA2822766C (fr) Procede de production d'un courant riche en methane et d'un courant riche en hydrocarbures en c2+ et installation associee
WO2010109130A1 (fr) Procédé de traitement d'un gaz naturel de charge pour obtenir un gaz naturel traité et une coupe d'hydrocarbures en c5 +, et installation associée
WO2017077203A1 (fr) Reflux de colonnes de déméthanisation
EP2494295B1 (fr) Procédé de fractionnement d'un courant de gaz craqué pour obtenir une coupe riche en éthylène et un courant de combustible, et installation associée
WO2016156691A1 (fr) Procédé de traitement du gaz naturel pour minimiser la perte d'éthane
CA2823900C (fr) Procede de production d'une coupe riche en hydrocarbures c3+ et d'un courant riche en methane et ethane
EP3060629B1 (fr) Procédé de fractionnement d'un courant de gaz craqué, mettant en oeuvre un courant de recycle intermédiaire, et installation associée
WO2022101211A1 (fr) Procédé d'extraction d'éthane dans un courant de gaz naturel de départ et installation correspondant

Legal Events

Date Code Title Description
EEER Examination request

Effective date: 20180417