EP0572590A1 - Procede de deazotation d'une charge d'un melange liquefie d'hydrocarbures consistant principalement en methane et renfermant au moins 2 % molaire d'azote. - Google Patents

Procede de deazotation d'une charge d'un melange liquefie d'hydrocarbures consistant principalement en methane et renfermant au moins 2 % molaire d'azote.

Info

Publication number
EP0572590A1
EP0572590A1 EP92923851A EP92923851A EP0572590A1 EP 0572590 A1 EP0572590 A1 EP 0572590A1 EP 92923851 A EP92923851 A EP 92923851A EP 92923851 A EP92923851 A EP 92923851A EP 0572590 A1 EP0572590 A1 EP 0572590A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
lng
fraction
column
stream
expansion
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
EP92923851A
Other languages
German (de)
English (en)
Other versions
EP0572590B1 (fr
EP0572590A4 (fr
Inventor
Henri Paradowski
Christine Mangin
Claude Blanc
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.)
Elf Exploration Production SAS
Original Assignee
Societe National Elf Aquitaine
Societe Nationale Elf Aquitaine Production SA
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Societe National Elf Aquitaine, Societe Nationale Elf Aquitaine Production SA filed Critical Societe National Elf Aquitaine
Publication of EP0572590A4 publication Critical patent/EP0572590A4/fr
Publication of EP0572590A1 publication Critical patent/EP0572590A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of EP0572590B1 publication Critical patent/EP0572590B1/fr
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J3/0257—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 nitrogen
    • 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
    • F25J2200/70—Refluxing the column with a condensed part of the feed stream, i.e. fractionator top is stripped or self-rectified
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J2215/04—Recovery of liquid products
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
    • F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (a mixture of) hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/30—Dynamic liquid or hydraulic expansion with extraction of work, e.g. single phase or two-phase turbine
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/42—Quasi-closed internal or closed external nitrogen refrigeration cycle

Abstract

La charge de GNL (1) est réfrigérée par détente primaire dans une turbine (21), échange indirect de chaleur (2) et détente secondaire statique (3). La charge réfrigérée (4) est fractionnée dans une colonne (5) de déazotation en une phase gazeuse (10) formée d'azote et de méthane, évacuée en tête de la colonne (5), et en un courant (11) de GNL déazoté, soutiré en fond de cette colonne. Une première fraction (6) et une deuxième fraction (8) de GNL sont prélevées dans la colonne (5), passent dans l'échangeur (2) pour réfrigérer la charge (1), puis sont réinjectées dans la colonne comme première (7) et deuxième (9) fractions de rebouillage. La fraction gazeuse (10), après récupération de ses frigories (13), est comprimée (15) pour former un courant (20) de gaz combustible.

Description

PROCEDE DE DEAZOTATION D'UNE CHARGE D'UN MELANGE LIQUEFIE
D'HYDROCARBURES CONSISTANT PRINCIPALEMENT EN METHANE ET
RENFERMANT AU MOINS 2 % MOLAIRE D'AZOTE
L'invention a trait à un procédé de déazotation d'une charge d'un mélange liquéfié d'hydrocarbures, désigné en abrégé par GNL, consistant principalement en méthane et renfermant également au moins 2% molaire d'azote, pour abaisser cette teneur en azote à moins de 1% molaire.
Les gaz qui sont fournis sous l'appellation de gaz naturels aux fins d'utilisation comme gaz combustibles ou comme composantes de gaz combustibles, sont des mélanges d'hydrocarbures consistant principalement en méthane et renfermant généralement de 1'azote en quantité variable pouvant atteindre 10% molaire ou plus.
Il est courant de liquéfier les gaz naturels sur leur site d'obtention pour produire des gaz naturels liquéfiés (GNL) , cette liquéfaction permettant de réduire d'environ six cents fois le volume occupé par une quantité molaire donnée de mélange gazeux d'hydrocarbures, et de transporter ces gaz liquéfiés vers les lieux d'utilisation en réalisant ce transport dans des réservoirs thermiquement isolés de grandes dimensions se trouvant sous une pression égale ou légèrement supérieure à la pression atmosphérique. Sur les lieux d'utilisation, les gaz liquéfiés sont soit vaporisés pour une utilisation immédiate comme gaz combustibles ou comme composantes de gaz combustibles ou bien sont stockés dans des réservoirs du même type que les réservoirs de transport en vue d'une utilisation ultérieure.
La présence d'azote en quantité significative, par exemple supérieure à 1% molaire, dans le gaz naturel liquéfié est néfaste car elle augmente le coût de transport d'une quantité donnée d'hydrocarbures et de plus elle réduit le pouvoir calorifique du gaz combustible produit par vaporisation d'un volume donné de gaz naturel liquéfié et il est de pratique courante de soumettre le gaz naturel liquéfié avant son transport ou avant sa vaporisation à une déazotation en vue d'abaisser sa teneur en azote à une valeur acceptable, généralement inférieure à 1% molaire et de préférence inférieure à 0,5% molaire.
L'article de J-P. G. Jacks et J.C. McMillan intitulé "Economie removal of nitrogen from LNG" et publié dans la revue HYDROCARBON PROCESSING, Décembre 1977, pages 133 à 136, décrit entre autres un procédé de déazotation de gaz naturel liquéfié par stripage avec rebouillage dans une colonne de déazotation. Dans un tel procédé (cf.figure 3), on soumet une charge de GNL ayant une pression supérieure à la pression atmosphérique à une réfrigération par échange indirect de chaleur puis détente à une pression voisine de la pression atmosphérique, on introduit la charge de GNL réfrigérée dans une colonne de déazotation comportant une pluralité d'étages théoriques de fractionnement, on prélève une fraction de GNL en fond de la colonne de déazotation et utilise ladite fraction pour réaliser l'échange indirect de chaleur avec la charge de GNL à traiter, puis réinjecte cette fraction, après ledit échange de chaleur, dans la colonne de déazotation comme fraction de rebouillage, en réalisant cette injection en dessous du dernier plateau inférieur de la colonne de déazotation, on évacue en tête de la colonne de déazotation une fraction gazeuse riche en méthane et en azote et soutire en fond de ladite colonne un courant de GNL déazoté. La fraction gazeuse riche en méthane et en azote recueillie en tête de la colonne de déazotation est comprimée, après récupération des frigories qu'elle contient, pour former un courant de gaz combustible qui est utilisé sur le site incluant l'installation de déazotation. Un inconvénient majeur du procédé de déazotation tel que précité réside dans le fait que la quantité de gaz combustible obtenue à partir de la fraction gazeuse riche en méthane et en azote recueillie en tête de la colonne de déazotation est très supérieure aux besoins du site, généralement site de liquéfaction du gaz naturel, sur lequel est présente l'unité de déazotation. Si l'on conduit la déazotation de manière à ce que la teneur en méthane du gaz combustible produit corresponde aux besoins de l'installation, la fraction gazeuse évacuée en tête de la colonne de déazotation et par conséquent le gaz combustible lui correspondant renferment une quantité importante d'azote, qui dans certains cas peut être supérieure à 50% molaire. Pour effectuer la combustion d'un tel gaz combustible, il est nécessaire de faire appel à une technologie de brûleur adaptée aux gaz combustibles à faible pouvoir calorifique, d'où il s'ensuit des problèmes technologiques lorsque l'on est obligé de remplacer ledit gaz combustible par un gaz naturel à fort pouvoir calorifique.
La demande de brevet allemand N° 3 822 175, publiée le 04.01.90, concerne un procédé de déazotation de gaz naturel, dans lequel le gaz naturel sous pression élevée est refroidi, après séparation des composés à points d'ébullition élevés qu'il renferme, par échange indirect de chaleur, puis détendu à une pression de quelques bars pour produire une phase liquide de gaz naturel, qui est introduite dans une colonne de déazotation opérant sous une pression de quelques bars, ladite colonne produisant, en tête, une fraction gazeuse riche en azote et, en fond, un courant de GNL déazoté. Dans ce procédé, on prélève une première et une deuxième fraction de liquide dans la colonne de déazotation, à des niveaux de cette colonne situés entre sa partie médiane et sa partie inférieure et en-dessous du niveau d'introduction de la phase liquide de gaz naturel, et utilise ces fractions pour réaliser l'échange indirect de chaleur entraînant le refroidissement du gaz naturel, puis on réinjecte lesdites fractions, après ledit échange de chaleur, dans la colonne de déazotation. La réinjection de chaque fraction est effectuée à un niveau de la colonne de déazotation situé en-dessous du niveau de prélèvement de cette fraction et de telle sorte que le niveau de réinjection de la fraction prélevée le plus haut soit situé entre les niveaux de prélèvement des deux fractions.
L'invention a pour objet un procédé perfectionné de déazotation d'un GNL utilisant une colonne de déazotation avec rebouillage, qui permet d'abaisser aisément la teneur du GNL en azote à moins de 1% molaire et plus particulièrement à moins de 0,5% molaire, tout en limitant la quantité de gaz combustible produite et la teneur en azote de ce gaz combustible. Le procédé selon l'invention pour la déazotation d'une charge d'un mélange liquéfié d'hydrocarbures (GNL) consistant principalement en méthane et renfermant au moins 2% molaire d'azote, pour abaisser cette teneur en azote à moins de 1% molaire, est du type dans lequel on soumet la charge de GNL à traiter, amenée sous une pression supérieure à 0r5 MPa, à une réfrigération par échange indirect de chaleur et détente à une pression comprise entre 0,1 MPa et 0,3 MP , on introduit la charge de GNL réfrigérée dans une colonne de déazotation comportant une pluralité d'étages théoriques de fractionnement, on prélève au moins une première fraction de GNL dans la colonne de déazotation à un niveau situé en-dessous du niveau d'introduction de la charge de GNL réfrigérée et utilise ladite première fraction pour réaliser l'échange indirect de chaleur avec la charge de GNL à traiter, puis réinjecte cette première fraction, après ledit échange de chaleur, dans la colonne de déazotation comme première fraction de rebouillage, en réalisant cette injection à un niveau situé en-dessous du niveau de prélèvement de ladite première fraction, on évacue en tête de la colonne de déazotation une fraction gazeuse riche en méthane et en azote et soutire en fond de ladite colonne un courant de GNL déazoté, et il se caractérise en ce que la détente de la charge de GNL à traiter comporte une détente primaire, réalisée de façon dynamique dans une turbine en amont ou en aval, de préférence en amont, de 1'échange indirect de chaleur entre la charge de GNL et la ou les fractions de GNL prélevées dans la colonne de déazotation, et une détente secondaire effectuée de manière statique après ledit échange indirect de chaleur et la détente dynamique.
Avantageusement, la détente primaire dynamique de la charge de GNL est réalisée jusqu'à une pression telle qu'il n'y ait pas vaporisation de GNL dans la turbine de détente. De préférence, selon l'invention, on prélève également une deuxième fraction de GNL dans la colonne de déazotation à un niveau de cette colonne situé entre le niveau d'introduction de la charge de GNL réfrigérée et le niveau de prélèvement de la première fraction de GNL, on amène cette deuxième fraction de GNL en échange indirect de chaleur avec la charge de GNL ayant déjà subi l'échange indirect de chaleur avec la première fraction de GNL et l'on réinjecte cette deuxième fraction de GNL, après l'échange de chaleur, dans la colonne de déazotation comme deuxième fraction de rebouillage, en réalisant cette injection à un niveau situé entre les niveaux de prélèvement desdites première et deuxième fractions de GNL. De préférence, les niveaux de prélèvement de la première fraction de GNL et de réinjection de la deuxième fraction de GNL dans la colonne de déazotation sont séparés par au moins deux étages théoriques de fractionnement.
Dans une forme de mise en oeuvre du procédé selon l'invention, on soumet tout d'abord la charge de GNL à déazoter à la détente primaire dynamique, puis on divise la charge de GNL détendue dynamiquement en un courant majoritaire, que l'on soumet à l'échange indirect de chaleur avec la ou les fractions de GNL prélevées dans la colonne de déazotation, puis à la détente secondaire statique, et en un courant minoritaire, que l'on refroidit par échange indirect de chaleur avec la fraction gazeuse riche en méthane et en azote évacuée en tête de la colonne de déazotation et que l'on détend ensuite statiquement, et l'on réunit les courants majoritaire et minoritaire refroidis et détendus statiquement pour constituer la charge réfrigérée de GNL que l'on introduit dans la colonne de déazotation.
La fraction gazeuse riche en méthane et en azote, que l'on évacue en tête de la colonne de déazotation, est débarrassée de ses frigories par échange indirect de chaleur avec des fluides plus chauds, puis elle est comprimée à la pression appropriée pour former un courant de gaz combustible utilisé sur le site incluant 1'installation de déazotation, ladite compression étant généralement réalisée en plusieurs stades.
Selon une forme avantageuse de mise en oeuvre, on dérive une fraction du courant de gaz combustible, on transforme ladite fraction en une fraction de gaz partiellement liquéfié ayant une température inférieure à celle de la charge de GNL réfrigérée introduite dans la colonne de déazotation et une pression correspondant sensiblement à celle régnant en tête de la colonne de déazotation, en opérant par compression, échange indirect de chaleur avec la fraction gazeuse riche en méthane et en azote évacuée en tête de la colonne de déazotation, puis détente statique, et l'on injecte la fraction de gaz partiellement liquéfié ainsi produite dans la colonne de déazotation, comme fluide de reflux, à un niveau situé entre le niveau d'introduction de la charge de GNL réfrigérée et le niveau d'évacuation de la fraction gazeuse riche en méthane et en azote. Cette manière d'opérer améliore le fractionnement dans la colonne de déazotation et réduit la quantité de méthane passant dans la fraction gazeuse évacuée en tête de la colonne de déazotation.
Dans une variante de la forme de mise en oeuvre ci- dessus, qui permet de produire un gaz consistant presque exclusivement en azote à partir de la fraction de gaz liquéfié, destinée à constituer le fluide de reflux de la colonne de déazotation et formée à partir de la fraction dérivée du courant de gaz combustible, on divise la fraction de gaz liquéfié issue de 1'étape d'échange indirect de chaleur en un premier flux et un second flux de" gaz liquéfié, on soumet le premier flux de gaz liquéfié à une détente statique pour former un flux détendu ayant une pression correspondant sensiblement à la pression régnant en tête de la colonne de déazotation, on soumet le second flux de gaz liquéfié à une détente suivie d'un fractionnement, dans une colonne de distillation, de manière à produire, en tête de cette colonne, un courant gazeux consistant presque exclusivement en azote et à soutirer, en fond de ladite colonne, un courant liquide composé de méthane et d'azote, on soumet ledit courant liquide à une détente statique pour former un courant biphasique détendu ayant une pression correspondant sensiblement à celle du flux détendu et l'on réunit le flux et le courant biphasique détendus pour former le fluide de reflux injecté dans la colonne de déazotation. Avantageusement, dans cette variante, le courant biphasique détendu, avant d'être réuni au flux détendu, passe en échange de chaleur indirect avec le contenu de la colonne de distillation à un niveau de cette colonne situé entre le niveau d'évacuation du courant gazeux consistant presque exclusivement en azote et le niveau d'introduction du second flux de gaz liquéfié.
Selon l'invention, on peut utiliser le travail généré par la turbine réalisant la détente primaire dynamique du GNL à déazoter pour effectuer une partie de la compression multiétagée, qui est réalisée sur la fraction gazeuse riche en méthane et en azote évacuée en tête de la colonne de déazotation, après récupération des frigories contenues dans ladite fraction, et conduit à la production du courant de gaz combustible. De préférence, le travail généré par la turbine de détente dynamique est utilisé pour effectuer le stade final de ladite compression multiétagée.
On peut encore soumettre la charge de GNL à déazoter à une détente intermédiaire entre les détentes primaire et secondaire pour séparer de ladite charge une phase gazeuse riche en méthane et en azote et injecter ladite phase gazeuse, après récupération de ses frigories, dans un étage intermédiaire de la compression multiétagée conduisant à la production du courant de gaz combustible. D'autres caractéristiques et avantages ressortiront mieux à la lecture de la description donnée ci-après de plusieurs formes de mise en oeuvre du procédé selon l'invention se référant aux figures 1 à 4 du dessin annexé schématisant des installations pour effectuer lesdites mises en oeuvre.
Sur ces différentes figures, un même élément porte toujours le même signe de référence. En se référant à la figure 1, une charge d'un GNL à déazoter, arrivant par un conduit 1, subit une détente primaire dynamique dans une turbine 21 jusqu'à une pression intermédiaire comprise entre la pression de la charge de GNL dans le conduit 1 et la pression comprise entre 0,1 MPa et 0,3 MPa, ladite pression intermédiaire étant de préférence telle qu'il n'y ait pas vaporisation de GNL dans la turbine de détente. Cette détente primaire dynamique fournit un courant semi-détendu 22 de GNL, qui passe ensuite dans l'échangeur indirect de chaleur 2 pour y être réfrigéré, puis subit une détente secondaire statique en traversant la vanne 3 pour amener sa pression à une valeur comprise entre 0,1 MPa et 0,3 MPa et poursuivre sa réfrigération. La charge de GNL réfrigérée et détendue est introduite, par un conduit 4, dans une colonne 5 de déazotation, qui consiste en une colonne de fractionnement comportant une pluralité d'étages théoriques de fractionnement, ladite colonne 5 étant, par exemple, une colonne à plateaux ou bien une colonne à garnissage. Par un conduit 6, disposé à un niveau situé en- dessous du niveau d'introduction de la charge de GNL réfrigérée et détendue, on prélève une première fraction de GNL dans la colonne 5 de déazotation et soumet ladite fraction, dans l'échangeur de chaleur 2, à un échange indirect de chaleur à contre-courant avec la charge de GNL traversant ledit échangeur, pour refroidir cette charge au moyen des frigories de la première fraction de GNL, puis on réinjecte cette première fraction, après ledit échange de chaleur, dans la colonne 5, par un conduit 7, comme première fraction de rebouillage, en réalisant cette injection à un niveau situé en-dessous du niveau de prélèvement de la première fraction de GNL par le conduit 6. On prélève également, par un conduit 8, une deuxième fraction de GNL dans la colonne 5, à un niveau situé entre le niveau d'introduction de la charge de GNL réfrigérée et détendue et le niveau de prélèvement de la première fraction de GNL, et soumet ladite deuxième fraction, dans l'échangeur de chaleur 2, à un échange indirect de chaleur à contre-courant avec la charge de GNL ayant déjà subi l'échange indirect de chaleur avec la première fraction de GNL pour poursuivre la réfrigération de ladite charge, puis on réinjecte cette deuxième fraction de GNL, après l'échange de chaleur, dans la colonne 5, par un conduit 9, comme deuxième fraction de rebouillage, en réalisant cette injection à un niveau situé entre les niveaux de prélèvement desdites première et deuxième fractions. Les niveaux de prélèvement de la première fraction de GNL et de réinjection de la deuxième fraction de GNL dans la colonne 5 de déazotation sont séparés par au moins deux étages théoriques de fractionnement, c'est-à-dire par au moins deux plateaux dans le cas d'une colonne 5 du type à plateaux ou par au moins une hauteur de garnissage correspondant à deux plateaux théoriques dans le cas d'une colonne 5 du type à garnissage. En tête de la colonne 5, on évacue, par un conduit 10, une fraction gazeuse riche en méthane et en azote et ayant sensiblement la température de la charge de GNL introduite dans la colonne 5 par le conduit 4, et l'on soutire en fond de colonne 5, par un conduit 11 sur lequel est montée une pompe 12, un courant de GNL déazoté apte au stockage ou au transport. La fraction gazeuse évacuée en tête de la colonne 5, par le conduit 10, est amenée à passer, dans un échangeur de chaleur 13, en échange indirect de chaleur avec un ou plusieurs fluides à température plus élevée 14 de manière à leur céder ses frigories, puis est introduite, à l'issue de l'échange de chaleur, dans le premier compresseur 16 d'un ensemble compresseur multiétagé 15 comportant un premier compresseur 16 associé à un premier réfrigérant 17 et un deuxième compresseur 18 associé à un deuxième réfrigérant 19, ledit ensemble compresseur fournissant un courant 20 de gaz combustible comprimé à la pression requise pour son utilisation.
En se référant à la figure 2, qui schématise une installation renfermant tous les éléments del*installation schématisée sur la figure 1 et d'autres éléments, la charge de GNL à déazoter arrivant par un conduit 1 subit une détente primaire dynamique dans une turbine 21 jusqu'à une pression intermédiaire comprise entre la pression de la charge de GNL dans le conduit 1 et la pression comprise entre 0,1 MPa et 0,3 MPa, ladite pression intermédiaire étant de préférence telle qu'il n'y ait pas vaporisation de GNL dans la turbine de détente. Cette détente primaire dynamique fournit un courant semi-détendu de GNL 22, que l'on divise en un courant majoritaire 23, que l'on soumet à 1*échange indirect de chaleur dans 1'échangeur indirect de chaleur 2 pour y être réfrigéré, puis à la détente secondaire statique par passage à travers la vanne 3 pour amener sa pression à la valeur comprise entre 0,1 MPa et 0,3 MPa et poursuivre sa réfrigération, et en un courant minoritaire 24, qui est amené à passer, dans l'échangeur indirect de chaleur 13, en échange indirect de chaleur à contre-courant avec la fraction gazeuse riche en méthane et en azote évacuée en tête de la colonne 5 de déazotation, par le conduit 10, pour abaisser sa température et que l'on détend ensuite statiquement, par passage à travers une vanne 25, pour amener sa pression à une valeur voisine de ladite valeur comprise entre 0,1 MPa et 0,3 MPa. Les courants majoritaire 23D et minoritaire 24D de GNL réfrigérés et détendus, issus respectivement des vannes 3 et 25, sont réunis pour former la charge de GNL réfrigérée et détendue que l'on introduit, par le conduit 4, dans la colonne 5 de déazotation. Les opérations réalisées dans la colonne 5 de déazotation et les échangeurs indirect de chaleur 2 et 13 comportent celles décrites pour les éléments correspondants de l'installation de la figure 1. En plus des compresseurs 16 et 18 et des réfrigérants associés 17 et 19, l'ensemble compresseur 15 comporte un compresseur final 26 et un réfrigérant 27 associé, ce dernier compresseur étant entraîné par la turbine de détente 21. La fraction gazeuse 10, ayant traversé l'échangeur de chaleur 13, est amenée à l'ensemble compresseur 15, dans lequel ladite fraction est comprimée en trois étages, tout d'abord dans le compresseur 16, puis dans le compresseur 18 et enfin dans le compresseur final 26, pour obtenir en sortie du compresseur 26 un courant 20 de gaz combustible comprimé à la pression requise pour son utilisation. On dérive une fraction 28 du courant de gaz combustible 20 et soumet ladite fraction à un traitement comportant une compression dans un compresseur 29, puis un refroidissement dans un réfrigérant 30 associé au compresseur 29 suivi d'une réfrigération par échange indirect de chaleur à contre-courant, dans un échangeur indirect de chaleur 31, placé entre l'échangeur indirect de chaleur 13 et l'ensemble compresseur 15, et ensuite dans ledit échangeur de chaleur 13, avec la fraction gazeuse à basse température et riche en méthane et en azote évacuée en tête de la colonne 5 de déazotation, par le conduit 10, et enfin une détente statique à travers une vanne 32, pour produire une fraction de gaz partiellement liquéfié ayant une température inférieure à celle de la charge de GNL réfrigérée introduite dans ladite colonne 5 et une pression correspondant sensiblement à celle régnant en tête de cette colonne, laquelle fraction de gaz partiellement liquéfié est injectée dans la colonne 5, par un conduit 33, comme fluide de reflux à un niveau situé entre le niveau d'introduction de la charge de GNL réfrigérée par le conduit 4 et le niveau d'évacuation, par le conduit 10, de la fraction gazeuse à basse température riche en azote et en méthane.
La forme de mise en oeuvre du procédé selon l'invention, qui fait appel à l'installation schématisée sur la figure 3, diffère seulement de la forme de mise en oeuvre du procédé utilisant l'installation schématisée sur la figure 2 par un traitement complémentaire de la fraction de gaz liquéfié destinée à former le fluide de reflux de la colonne de déazotation en vue de produire un fluide de reflux appauvri en azote et un courant gazeux consistant presque exclusivement en azote. L'installation de la figure 3 renferme donc tous les éléments de l'installation de la figure 2 et des éléments propres audit traitement complémentaire. En se référant à la figure 3, la charge de GNL à déazoter, arrivant par un conduit 1, est soumise à un traitement comparable à celui décrit pour la forme de mise en oeuvre utilisant l'installation de la figure 2. Pour le traitement complémentaire précité, la fraction de gaz liquéfié 28R issue de l'échange indirect de chaleur, réalisé successivement dans les échangeurs indirects de chaleur 31 et 13, est divisée en un premier flux 34 et un second flux 35 de gaz liquéfié. On soumet le premier flux 34 de gaz liquéfié à une détente statique par passage à travers la vanne 32 pour former un flux détendu ayant une pression correspondant sensiblement à la pression régnant en tête de la colonne 5 de déazotation. On soumet le second flux 35 de gaz liquéfié, après détente statique par passage à travers une vanne 36, à un fractionnement dans une colonne de distillation 37, de manière à produire, en tête de cette colonne, un courant gazeux 41 formé presque exclusivement d'azote et à soutirer, en fond de ladite colonne 37, un courant liquide 38 composé de méthane et d'azote. Le courant liquide 38 est soumis à une détente statique, par passage à travers une vanne 39, pour amener sa pression à une valeur correspondant sensiblement à celle du flux détendu issu de la vanne 32, puis le courant 40 biphasique détendu obtenu passe dans la partie supérieure de la colonne de distillation 37 en échange indirect de chaleur avec le contenu de cette colonne, à un niveau situé entre le niveau d'évacuation du courant gazeux 41 et le niveau d'introduction du second flux 35 de gaz liquéfié, pour refroidir davantage ledit contenu, après quoi ledit courant biphasique détendu est réuni au flux détendu issu de la vanne 32 pour former la fraction de gaz partiellement liquéfié injectée dans la colonne 5 de déazotation, par le conduit 33, comme fluide de reflux. Le courant gazeux 41 constitué presque exclusivement d'azote évacué en tête de la colonne de distillation 37 possède une température comprise entre la température du fluide de reflux injecté, par le conduit 33, dans la colonne de déazotation 5 et la température de la charge de GNL réfrigérée introduite, par le conduit 4, dans ladite colonne 5. Ce courant gazeux 41 est amené à passer successivement dans les échangeurs indirects de chaleur 13 et 31 pour céder ses frigories aux fluides plus chauds, entre autres fraction 28 dérivée du gaz combustible 20 et courant minoritaire 24 de la charge de GNL semi-détendue, par échange indirect de chaleur à contre- courant, avant d'être dirigé vers ses utilisations.
La forme de mise en oeuvre du procédé selon l'invention, qui fait appel à l'installation schématisée sur la figure 4, diffère seulement de la forme de mise en oeuvre du procédé utilisant l'installation schématisée sur la figure 3 par la réalisation d'une détente additionnelle du courant majoritaire 23 de la charge de GNL semi-détendue avant la phase d'échange indirect de chaleur dans l'échangeur indirect de chaleur 2, pour séparer dudit courant 23 une phase gazeuse riche en méthane et en azote et réduire la quantité de fraction gazeuse 10 amenée à l'entrée de l'ensemble compresseur multiétagé 15, ladite phase gazeuse étant réinjectée dans la fraction gazeuse 10 dans un étage intermédiaire de la compression de cette fraction gazeuse dans l'ensemble compresseur 15. En se référant à la figure 4, qui renferme tous les éléments de la figure 3 et d'autres éléments, la charge de GNL à déazoter, arrivant par un conduit 1, est soumise à une détente primaire dynamique dans la turbine 21 pour former le courant semi-détendu 22 de GNL, qui est divisé en le courant minoritaire 24, traité comme indiqué dans les mises en oeuvre se référant aux figures 2 et 3, et le courant majoritaire 23. Ce courant majoritaire de GNL semi-détendu est soumis à une détente statique additionnelle, à une pression restant supérieure à la pression comprise entre 0,1 MPa et 0,3 MPa en aval de la vanne 3, par passage à travers une vanne 42 et un ballon séparateur 43. En tête dudit séparateur 43 on évacue une phase gazeuse 45 riche en méthane et en azote et en fond de ce séparateur on soutire un courant 44 de GNL. Ce courant 44 de GNL est ensuite soumis au traitement comportant les opérations décrites pour le traitement du courant majoritaire 23 de GNL dans la mise en oeuvre du procédé faisant appel à l'installation de la figure 3 et aboutissant au courant 11 de GNL déazoté, au courant 20 de gaz combustible et au courant 41 d'azote. La phase gazeuse 45 riche en méthane et en azote est amenée à passer successivement dans les échangeurs indirects de chaleur 13 et 31 pour céder ses frigories aux fluides plus chauds, entre autres fraction 28 dérivée du courant de gaz combustible 20 et courant minoritaire 24 de la charge de GNL semi-détendue, par échange indirect de chaleur à contre- courant, puis elle est envoyée à l'aspiration d'un compresseur 46, qui est alimenté également par le compresseur 16 de l'ensemble compresseur 15 multiétagé et dont le refoulement est connecté en série, à travers le réfrigérant 17, à l'aspiration du compresseur 18 de l'ensemble compresseur 15.
Pour compléter la description qui précède, on donne ci-après, à titre non limitatif quatre exemples de mise en oeuvre du procédé selon l'invention, chaque mise en oeuvre faisant appel à une installation différente choisie parmi celles schématisées sur les figures 1 à 4 du dessin annexé. EXEMPLE 1 :
En faisant appel à une installation analogue à celle schématisée sur la figure 1 du dessin annexé et fonctionnant comme décrit précédemment, on traitait un GNL (gaz naturel liquéfié) ayant la composition molaire suivante r
. Méthane 88 % . Ethane 5.2 % _ Propane 1,7 % . Iso-butane 0,3 % . n-butane 0,4 %
. Iso-pentane 0,1 % . Azote 4.3 %
La charge de GNL à traiter, arrivant par le conduit 1 avec un débit de 20 000 kmoles/h, une pression de 5,7 MPa et une température de -149,3°C, subissait une détente primaire dynamique dans la turbine 21 pour fournir un courant semi-détendu de GNL 22 ayant une température de - 150°C et une pression de 450 kPa. Le courant 22 de GNL semi- détendu subissait une première réfrigération à -162°C par passage dans l'échangeur indirect de chaleur 2, puis subissait une détente secondaire à travers la vanne 3 pour former une charge de GNL réfrigérée et détendue ayant une température de -166"C et une pression de 120 kPa, laquelle charge était introduite sur le plateau de tête de la colonne 5 de déazotation comportant onze plateaux numérotés de manière croissante vers le bas. Au niveau du dixième plateau, on prélevait une première fraction de GNL dans la colonne 5, par le conduit 6, ladite fraction ayant une température de -159,5°C et un débit de 19265 kmoles/h, puis faisait passer ladite fraction dans 1'échangeur indirect de chaleur 2 et retournait ensuite cette fraction dans la colonne 5, par le conduit 7, comme première fraction de rebouillage à un niveau situé sous le plateau inférieur de ladite colonne. Au niveau du quatrième plateau, on prélevait une deuxième fraction de GNL dans la colonne 5, par le conduit 8, ladite fraction ayant une température de -164°C et un débit de 19425 kmoles/h, puis faisait passer ladite fraction dans l'échangeur indirect de chaleur 2 et retournait ensuite cette fraction dans la colonne 5, par le conduit 9, comme deuxième fraction de rebouillage à un niveau situé entre les quatrième et cinquième plateaux. En fond de la colonne 5, par le conduit 11, on soutirait, avec un débit de 18290 kmoles/h, un courant de GNL déazoté ayant une température de -158,5°C et une teneur molaire en azote égale à 0,2%. En tête de la colonne 5, par le conduit 10, on évacuait, avec un débit de 1713 kmoles/h, une fraction gazeuse ayant une température de -166°C et une pression de 120 kPa, ladite fraction renfermant, en pourcentage molaire, 48,1% d'azote et 51,9% de méthane, les hydrocarbures supérieurs représentant moins de 40 p.p.m. molaires. La fraction gazeuse 10 passait dans l'échangeur de chaleur 13 où sa température était amenée à -46°C par échange indirect de chaleur à contre-courant avec un fluide amené à une température de -25°C, puis elle était envoyée à l'aspiration du premier compresseur 16 de l'ensemble compresseur 15 pour être comprimée dans ledit ensemble. Cet ensemble compresseur multiétagé fournissait 1713 kmoles/h d'un courant 20 de gaz combustible comprimé, qui après refroidissement dans le réfrigérant 19, avait une température de 40"C et une pression de 2,5 MPa. EXEMPLE 2 :
En faisant appel à une installation analogue à celle schématisée sur la figure 2 du dessin annexé et fonctionnant comme décrit précédemment, on traitait un GNL ayant les mêmes composition, pression et débit que le GNL de l'exemple
1.
La charge de GNL, arrivant par le conduit 1 avec une température de -148,2"C, subissait une détente primaire dynamique dans la turbine 21 pour fournir un courant semi- détendu de GNL 22 ayant une température de -149°C et une pression de 450 kPa. Le courant 22 était divisé en un courant majoritaire 23 et un courant minoritaire 24 ayant des débits égaux respectivement à 19100 kmoles/h et 900 kmoles/h. Le courant majoritaire 23 subissait une première réfrigération à -162°C par passage dans 1'échangeur de chaleur 2, puis subissait une détente secondaire à travers la vanne 3 pour fournir un courant majoritaire 23D de GNL réfrigéré et détendu ayant une température de -166°C et une pression de 120 kPa. Le courant minoritaire 24 était réfrigéré à -164°C par passage dans l'échangeur indirect de chaleur 13, puis subissait une détente à travers la vanne 25 pour produire un courant minoritaire 24D de GNL détendu et réfrigéré ayant une température de -167'C et une pression de 120 kPa. Les courants majoritaire 23D et minoritaire 2 D de GNL réfrigérés et détendus étaient réunis pour former la charge de GNL introduite, par le conduit 4, sur le plateau de tête de la colonne 5 de déazotation comportant onze plateaux numérotés de manière croissante vers le bas. Dans la colonne 5, on prélevait les première et deuxième fractions de GNL, les dirigeait vers l'échangeur indirect de chaleur 2, puis les retournait à la colonne 5 comme fractions de rebouillage comme indiqué dans l'exemple 1. La première fraction de GNL, passant dans le conduit 6, avait une température de -159,5°C et un débit de 19600 kmoles/h et la deuxième fraction de GNL, passant dans le conduit 8, possédait une température de -165°C et un débit de 19700 kmoles/h. En fond de la colonne 5, par le conduit 11, on soutirait, avec un débit de 18520 kmoles/h, un courant de GNL déazoté ayant une température de -158,5"C et une teneur molaire en azote égale à 0,2%. En tête de la colonne 5, par le conduit 10, on évacuait, avec un débit de 1976 kmoles/h, une fraction gazeuse ayant une température de -169°C et une pression de 120 kPa, ladite fraction renfermant, en pourcentage molaire, 55,8% d'azote et 44,2% de méthane. La température de la fraction gazeuse 10 était amenée à -45°C puis à -25°C par passage successivement dans les échangeurs indirects de chaleur 13 et 31, puis ladite fraction gazeuse était envoyée à l'aspiration du premier compresseur 16 de l'ensemble compresseur 15 pour être comprimée en trois étages, tout d'abord dans les compresseurs 16 puis 18 et enfin dans un compresseur final 26, ce dernier compresseur étant entraîné par la turbine de détente 21. A la sortie du compresseur 26, on obtenait 1976 kmoles/h d'un courant 20 de gaz combustible comprimé, qui après refroidissement dans le réfrigérant 27, avait une température de 40°C et une pression de 2,5 MPa. Une fraction 28, représentant 500 kmoles/h, était prélevée sur le courant 20 de gaz combustible comprimé. Ladite fraction était comprimée jusqu'à une pression de 5,5 MPa dans le compresseur 29, puis réfrigérée à -148°C par passage successivement dans le réfrigérant 30, l'échangeur de chaleur 31 et l'échangeur de chaleur 13, et enfin détendue par passage dans la vanne 32, pour produire une fraction de gaz partiellement liquéfié ayant une température de -186°C et une pression de 120 kPa, laquelle fraction de gaz partiellement liquéfié était injectée dans la colonne 5 de déazotation, par le conduit 33, comme fluide de reflux à un niveau de cette colonne situé entre le plateau de tête et le niveau de départ du conduit 10. EXEMPLE 3 :
En faisant appel à une installation analogue à celle schématisée sur la figure 3 du dessin annexé et fonctionnant comme décrit précédemment, on traitait un GNL ayant les mêmes composition, pression et débit que le GNL de l'exemple 1. La charge de GNL, arrivant par le conduit 1 avec une température de -148,2°C, subissait une détente primaire dynamique dans la turbine 21 pour fournir un courant semi- détendu de GNL 22 ayant une température de -149°C et une pression de 450 kPa. Le courant 22 était divisé en un courant majoritaire 23 et un courant minoritaire 24 ayant des débits égaux respectivement à 19100 kmoles/h et 900 kmoles/h. Le courant majoritaire 23 subissait une première réfrigération à -162°C par passage dans 1'échangeur de chaleur 2, puis subissait une détente secondaire à travers la vanne 3 pour fournir un courant majoritaire 23D de GNL réfrigéré et détendu ayant une température de -166°C et une pression de 120 kPa. Le courant minoritaire 24 était réfrigéré à -164αC par passage dans l'échangeur de chaleur 13, puis subissait une détente à travers la vanne 25 pour produire un courant minoritaire 24D de GNL détendu et réfrigéré ayant une température de -167°C et une pression de 120 kPa. Les courants majoritaire 23D et minoritaire 24D de GNL réfrigérés et détendus étaient réunis pour former la charge de GNL introduite, par le conduit 4, sur le troisième plateau de la colonne de déazotation comportant onze plateaux numérotés de manière croissante vers le bas. Dans la colonne 5, on prélevait les première et deuxième fractions de GNL, les dirigeait vers l'échangeur indirect de chaleur 2, puis les retournait à la colonne 5 comme fractions de rebouillage comme indiqué dans 1'exemple 2. La première fraction de GNL, passant dans le conduit 6, avait une température de -159,5"C et un débit de 19610 kmoles/h et la deuxième fraction de GNL, passant dans le conduit 8, possédait une température de -165°C et un débit de 19710 kmoles/h. A un niveau de la colonne 5 situé entre le plateau de tête et le niveau de départ du conduit 10, on injectait, par le conduit 33, comme fluide de reflux une fraction de gaz partiellement liquéfié ayant une température de -184,5°C et une pression de 120 kPa. En fond de la colonne 5, par le conduit 11, on soutirait, avec un débit de 18530 kmoles/h, un courant de GNL déazoté ayant une température de -158,5°C et une teneur molaire en azote égale à 0,2%. En tête de la colonne 5, par le conduit 10, on évacuait, avec un débit de 1875 kmoles/h, une fraction gazeuse ayant une température de -168°C et une pression de 120 kPa, ladite fraction renfermant, en pourcentage molaire, 52,9% d'azote et 47,1% de méthane. La température de la fraction gazeuse 10 était amenée à -45°C puis à -28°C par passage successivement dans les échangeurs indirects de chaleur 13 et 31, puis ladite fraction était comprimée en trois étages comme décrit dans 1'exemple 2. A la sortie du compresseur 26, on obtenait 1875 kmoles/h d'un courant 20 de gaz combustible comprimé, qui après refroidissement dans le réfrigérant 27, avait une température de 40"C et une pression de 2,5 MPa. Une fraction 28, représentant 500 kmoles/h, était prélevée sur le courant 20 de gaz combustible comprimé. Ladite fraction était comprimée jusqu'à une pression de 5,5 MPa dans le compresseur 29, puis réfrigérée par passage successivement dans le réfrigérant 30, l'échangeur de chaleur 31 et l'échangeur de chaleur 13 pour fournir une fraction de gaz liquéfié 28R ayant une température de -148"C et une pression de 5,4 MPa, laquelle fraction 28R était divisée en un premier flux 34 et un second flux 35 de gaz liquéfié, lesdits flux ayant respectivement des débits égaux à 1 kmole/h et 499 kmoles/h. On soumettait le premier __flux 34 de gaz liquéfié à une détente à travers la vanne 32 pour former un flux détendu 34D ayant une température de -185°C et une pression de 120 kPa. On soumettait le second flux 35 de gaz liquéfié à une détente à travers la vanne 36, pour fournir un second flux 35D détendu ayant une température de -165°C et une pression de 710 kPa et soumettait le flux 35D à un fractionnement dans la colonne de distillation 37 comportant onze plateaux. En fond de la colonne 37, on soutirait 403 kmoles/h d'un courant liquide 38 constitué, en pourcentage molaire, de 41,7% d'azote et de 58,3% de méthane. Ledit courant 38 était soumis à une détente à travers la vanne 39 pour former un courant biphasique détendu 40 ayant une température de -185°C et une pression de 135 kPa, lequel courant 40 passait dans la partie supérieure de la colonne de distillation 37 en échange indirect de chaleur avec le contenu de cette colonne, à un niveau situé entre le plateau de tête de ladite colonne et le niveau de départ du conduit 41 en tête de la colonne, après quoi ledit courant 40 était réuni au flux détendu 3 D pour former la fraction de gaz partiellement liquéfié injectée comme fluide de reflux dans la colonne 5 de déazotation. En tête de la colonne de distillation 37, on évacuait un courant gazeux 41 constitué, en pourcentage molaire, de 99,9% d'azote et de 0,1% de méthane, ledit courant ayant un débit de 96 kmoles/h, une température de -174,5°C et une pression de 700 kPa. Le courant gazeux 41 était amené à passer successivement dans les échangeurs indirects de chaleur 13 et 31 pour récupérer les frigories qu'il contenait et produire un courant d'azote 41R ayant une température de 30°C et une pression de
680 kPa.
EXEMPLE 4 :
En faisant appel à une installation analogue à celle schématisée sur la figure 4 du dessin annexé et fonctionnant comme décrit précédemment, on traitait un GNL ayant les mêmes composition, pression et débit que le GNL de l'exemple
1 et une température de -146°C.
La charge de GNL, arrivant par le conduit 1, subissait une détente primaire dynamique dans la turbine 21 pour fournir un courant semi-détendu de GNL 22 ayant une température de -146"C et une pression de 500 kPa. Le courant
22 était divisé en un courant majoritaire 23 et un courant minoritaire 24 ayant des débits égaux respectivement à 19100 kmoles/h et 900 kmoles/h. Le courant majoritaire 23 était détendu à une pression de 387 kPa par passage à travers la vanne 42 et se séparait dans le ballon séparateur 43 en une fraction gazeuse et une fraction de GNL. En tête du séparateur, on évacuait une phase gazeuse 45 constituée, en pourcentage molaire, de 39,22% d'azote, de 60,76% de méthane et de 0,02% d'éthane et possédant un débit de 455 kmoles/h, une température de -149°C et une pression de 387 kPa.
En fond du séparateur, on soutirait, avec un débit de 18645 kmoles/h, un courant 44 de GNL ayant une- température de -149°C et une pression de 390 kPa. Le courant 44 de GNL subissait une réfrigération à -162°C par passage dans l'échangeur de chaleur 2, puis subissait une détente secondaire à travers la vanne 3 pour fournir un courant majoritaire 44D de GNL réfrigéré et détendu ayant une température de -165°C et une pression de 120 kPa. Le courant minoritaire 24 était réfrigéré à -164°C par passage dans l'échangeur de chaleur 13, puis subissait une détente à travers la vanne 25 pour produire un courant minoritaire 24D de GNL détendu et réfrigéré ayant une température de -166°C et une pression de 120 kPa. Les courants majoritaire 44D et minoritaire 24D de GNL réfrigérés et détendus étaient réunis pour former la charge de GNL introduite, par le conduit 4, sur le troisième plateau de la colonne 5 de déazotation comportant onze plateaux numérotés de manière croissante vers le bas. Dans la colonne 5, on prélevait les première et deuxième fractions de GNL, les dirigeait vers l'échangeur indirect de chaleur 2, puis les retournait à la colonne 5 comme fractions de rebouillage comme indiqué dans 1'exemple 3. La première fraction de GNL, passant dans le conduit 6, avait une température de -159,5"C et un débit de 19470 kmoles/h et la deuxième fraction de GNL, passant dans le conduit 8, possédait une température de -164°C et un débit de 19660 kmoles/h. A un niveau de la colonne 5 situé entre le plateau de tête et le niveau de départ du conduit 10, on injectait, par le conduit 33, comme fluide de reflux une fraction de gaz partiellement liquéfié ayant une température de -182°C, un débit de 740 kmoles/h et une pression de 120 kPa. En fond de la colonne 5, par le conduit 11, on soutirait 18520 kmoles/h d'un courant de GNL déazoté ayant une température de -158,5°C et une teneur molaire en azote égale à 0,2%. En tête de la colonne 5, par le conduit 10, on évacuait, avec un débit de 1760 kmoles/h, une fraction gazeuse ayant une température de -168°C et une pression de 120 kPa, ladite fraction renfermant, en pourcentage molaire, 52,1% d'azote et 47,9% de méthane.
La température de la fraction gazeuse 10 était amenée à -40°C par passage dans l'échangeur de chaleur 13, puis ladite fraction était envoyée à l'aspiration du compresseur 16 de l'ensemble compresseur 15 pour être comprimée en quatre étages, tout d'abord dans les compresseurs successifs 16,46 et 18 et enfin dans le compresseur final 26, ce dernier compresseur étant entraîné par la turbine de détente 21. La phase gazeuse 45, évacuée en tête du séparateur 43, passait successivement dans les échangeurs de chaleur 13 et 21 pour récupérer les frigories qu'elle contenait et elle était ensuite envoyée, avec une température de 38°C, à l'aspiration du compresseur 46, qui est également alimenté par le compresseur 16. A la sortie du compresseur 26, on obtenait 2215 kmoles/h d'un courant 20 de gaz combustible comprimé, qui après refroidissement dans le réfrigérant 27, avait une température de 40°C et une pression de 2,5 MPa. Une fraction 28, représentant 925 kmoles/h, était prélevée sur le courant 20 de gaz combustible comprimé. Ladite fraction était comprimée jusqu'à une pression de 7 MPa dans le compresseur 29, puis réfrigérée par passage successivement dans le réfrigérant 30, l'échangeur de chaleur 31 et l'échangeur de chaleur 13, pour fournir une fraction de gaz liquéfié 28R ayant une température de -146°C et une pression de 6,9 MPa, laquelle fraction 28R était divisée en un premier flux 34 et un second flux 35 de gaz __liquéfié, lesdits flux ayant respectivement des débits égaux à 1 kmole/h et 924 kmoles/h. On soumettait le premier flux 34 de gaz liquéfié à une détente à travers la vanne 32 pour former un flux détendu 34D ayant une température de -183°C et une pression de 120 kPa. On soumettait le second flux 35 de gaz liquéfié à une détente à travers la vanne 36, pour fournir un second flux 35D détendu ayant une température de -163"C et une pression de 710 kPa et soumettait le flux 35D à un fractionnement dans la colonne de distillation 37 comportant onze plateaux. En fond de la colonne 37, on soutirait 740 kmoles/h d'un courant liquide 38 constitué, en pourcentage molaire, de 36,9% d'azote et de 63,2% de méthane et renfermant moins de 50 p.p.m. molaire d'éthane. Ledit courant 38 était soumis à une détente à travers la vanne 39 pour former un courant biphasique détendu 40 ayant une température de -183"C et une pression de 135 kPa, lequel courant 40 passait dans la partie supérieure de la colonne de distillation en échange de chaleur indirect avec le contenu de cette colonne comme indiqué dans 1'exemple 3, après quoi ledit courant 40 était réuni au flux détendu 34D pour former la fraction de gaz partiellement liquéfié injectée comme fluide de reflux dans la colonne 5 de déazotation. En tête de la colonne de distillation 37, on évacuait un courant gazeux 41 constitué, en pourcentage molaire, de 99,9% d'azote et de 0,1% de méthane, ledit courant ayant un débit de 184 kmoles/h, une température de -174,5°C et une pression de 700 kPa. Le courant gazeux 41 était amené à passer successivement dans les échangeurs indirects de chaleur 13 et 31 pour récupérer les frigories qu'il contenait et produire un courant d'azote 41R ayant une température de 36,5°C et une pression de 680 kPa.

Claims

REVENDICATIONS - Procédé de déazotation d'une charge d'un mélange liquéfié d'hydrocarbures (GNL) consistant principalement en méthane et renfermant au moins 2% molaire d'azote, pour abaisser cette teneur en azote à moins de 1% molaire, du type dans lequel on soumet la charge de GNL à traiter, amenée sous une pression supérieure à 0,5 MPa, à une réfrigération par échange indirect de chaleur (2) et détente (21,3) à une pression comprise entre 0,1 MPa et 0,3 MPa, on introduit la charge de GNL réfrigérée dans une colonne de déazotation (5) comportant une pluralité drétages théoriques de fractionnement, on prélève au moins une première fraction (6) de GNL dans la colonne de déazotation à un niveau situé en-dessous du niveau (4) d'introduction de la charge de GNL réfrigérée et utilise ladite première fraction pour réaliser l'échange indirect de chaleur avec la charge de GNL à traiter, puis réinjecte cette première fraction, après ledit échange de chaleur, dans la colonne de déazotation comme première fraction de rebouillage (7) , en réalisant cette injection à un niveau situé en- dessous du niveau de prélèvement de la première fraction, on évacue en tête de la colonne de déazotation une fraction gazeuse (10) riche en méthane et en azote et soutire en fond de ladite colonne un courant (11) de GNL déazoté, ledit procédé se caractérisant en ce que la détente de la charge de GNL à traiter comporte une détente primaire, réalisée de façon dynamique dans une turbine (21) en amont ou en aval de l'échange indirect de chaleur (2) entre la charge de GNL et la ou les fractions (6, 8) de GNL prélevées dans la colonne de déazotation, et une détente secondaire (3) effectuée de manière statique après ledit échange indirect de chaleur et la détente dynamique.
Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la détente primaire dynamique (21) de la charge de GNL est réalisée jusqu'à une pression telle qu'il n'y ait pas vaporisation de GNL dans la turbine de détente.
3 - Procédé selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que l'on prélève une deuxième fraction (8) de GNL dans la colonne de déazotation à un niveau de cette colonne situé entre le niveau d'introduction de la charge de GNL réfrigérée et le niveau de prélèvement de la première fraction de GNL, on amène cette deuxième fraction de GNL en échange indirect de chaleur (2) avec la charge de GNL ayant déjà subi l'échange indirect de chaleur avec la première fraction de GNL et l'on réinjecte cette deuxième fraction de GNL, après l'échange de chaleur, dans la colonne de déazotation comme deuxième fraction de rebouillage (9) , en réalisant cette injection à un niveau situé entre les niveaux de prélèvement desdites première et deuxième fractions de GNL.
4 - Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que les niveaux de prélèvement de la première fraction (6) de GNL et de réinjeciton (9) de la deuxième fraction de GNL dans la colonne de déazotation (5) sont séparés par au moins deux étages théoriques de fractionnement.
5 - Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que 1'on soumet tout d'abord la charge (1) de GNL à déazoter à la détente primaire dynamique (21) , puis on divise la charge de GNL détendue dynamiquement en un courant majoritaire (23), que l'on soumet à l'échange indirect de chaleur (2) avec la ou les fractions de GNL (6,8) prélevées dans la colonne de déazotation, puis à la détente secondaire statique (3) , et en un courant minoritaire (24), que l'on refroidit par échange indirect de chaleur (13) avec la fraction gazeuse (10) riche en méthane et en azote évacuée en tête de la colonne de déazotation et que 1'on détend ensuite statiquement (25), et l'on réunit les courants majoritaire et minoritaire refroidis et détendus (44D, 24D) pour constituer la charge réfrigérée de GNL (4) que l'on introduit dans la colonne de déazotation (5).
- Procédé selon l'une des revendications 1 à 5, caractérisé en ce que la fraction gazeuse (10) riche en méthane et en azote, que l'on évacue en tête de la colonne de déazotation (5) , est débarrassée de ses frigories par échange indirect de chaleur (13) avec des fluides (14,28) plus chauds, puis elle est comprimée (15) à la pression appropriée pour former un courant (20) de gaz combustible.
- Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce qu'on dérive une fraction (28) du courant (20) de gaz combustible, on transforme ladite fraction en une fraction de gaz partiellement liquéfié (33) ayant une température inférieure à celle de la charge de GNL réfrigérée (4) introduite dans la colonne de déazotation (5) et une pression correspondant sensiblement à celle régnant en tête de la colonne de déazotation, en opérant par compression (29) , échange indirect de chaleur (13) avec au moins la fraction gazeuse riche en méthane et en azote évacuée en tête de la colonne de déazotation, puis détente statique (32), et l'on injecte la fraction de gaz partiellement liquéfié (33) ainsi produite dans la colonne de déazotation, comme fluide de reflux, à un niveau situé entre le niveau d'introduction de la charge de GNL réfrigérée (4) et le niveau d'évacuation de la fraction gazeuse (10) riche en méthane et en azote.
- Procédé selon la revendication 7, caractérisé en ce que l'on divise la fraction de gaz liquéfié (28R) issue de l'étape d'échange indirect de chaleur (13) en un premier flux (34) et un second flux (35) de gaz liquéfié, on soumet le premier flux (34) de gaz liquéfié à une détente statique (32) pour former un flux détendu (34D) ayant une pression correspondant sensiblement à la pression régnant en tête de la colonne de déazotation on soumet le second flux (35) de gaz liquéfié à une détente suivie d'un fractionnement, dans une colonne de distillation (37) , de manière à produire, en tête de cette colonne, un courant gazeux (41) consistant presque exclusivement en azote et à soutirer, en fond de ladite colonne, un courant liquide (38) composé de méthane et d'azote, on soumet ledit courant liquide à une détente statique (39) pour former un courant biphasique détendu (40) ayant une pression correspondant sensiblement à celle du flux détendu et l'on réunit le flux (34D) et le courant biphasique (40) détendus pour former le fluide (33) de reflux injecté dans la colonne de déazotation.
9 - Procédé selon la revendication 8, caractérisé en ce que le courant biphasique détendu (40), avant d'être réuni au flux détendu (34D) , passe en échange indirect de chaleur avec le contenu de la colonne de distillation (37) , à un niveau de cette colonne situé entre le niveau d'évacuation du courant gazeux (41) consistant presque exclusivement en azote et le niveau d'introduction du second flux (35) de gaz liquéfié.
10- Procédé selon l'une des revendications 2 à 8, caractérisé en ce que le travail généré par la turbine de détente (21) , réalisant la détente primaire dynamique de la charge de GNL à traiter, est utilisé pour effectuer une partie (26) de la compression (15) , qui est réalisée sur la fraction gazeuse (10) riche en méthane et en azote évacuée en tête de la colonne de déazotation, après récupération des frigories contenues dans ladite fraction, et conduit à la production du courant (20) de gaz combustible, et de préférence pour effectuer le stade final de ladite compression.
11- Procédé selon l'une des revendications 6 à 10, caractérisé en ce que 1'on soumet la charge de GNL à une détente intermédiaire (42) entre les détentes primaire et secondaire pour séparer de ladite charge une phase gazeuse (45) riche en méthane et en azote, et injecte ladite phase gazeuse (45) , après récupération de ses frigories (13,31), dans un étage intermédiaire (46) de la compression (15) conduisant à la production du courant (20) de gaz combustible.
EP92923851A 1991-10-23 1992-10-22 Procede de deazotation d'une charge d'un melange d'hydrocarbures consistant principalement en methane et renfermant au moins 2 % molaire d'azote Expired - Lifetime EP0572590B1 (fr)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR919113081A FR2682964B1 (fr) 1991-10-23 1991-10-23 Procede de deazotation d'un melange liquefie d'hydrocarbures consistant principalement en methane.
FR9113081 1991-10-23
PCT/FR1992/000991 WO1993008436A1 (fr) 1991-10-23 1992-10-22 Procede de deazotation d'une charge d'un melange liquefie d'hydrocarbures consistant principalement en methane et renfermant au moins 2 % molaire d'azote

Publications (3)

Publication Number Publication Date
EP0572590A4 EP0572590A4 (fr) 1993-09-17
EP0572590A1 true EP0572590A1 (fr) 1993-12-08
EP0572590B1 EP0572590B1 (fr) 1996-09-04

Family

ID=9418229

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP92923851A Expired - Lifetime EP0572590B1 (fr) 1991-10-23 1992-10-22 Procede de deazotation d'une charge d'un melange d'hydrocarbures consistant principalement en methane et renfermant au moins 2 % molaire d'azote

Country Status (15)

Country Link
US (1) US5421165A (fr)
EP (1) EP0572590B1 (fr)
JP (1) JP3234601B2 (fr)
AU (1) AU657816B2 (fr)
CA (1) CA2099003C (fr)
DE (1) DE69213437T2 (fr)
DZ (1) DZ1630A1 (fr)
ES (1) ES2093855T3 (fr)
FR (1) FR2682964B1 (fr)
GR (1) GR3021723T3 (fr)
MY (1) MY108223A (fr)
NO (1) NO180277C (fr)
NZ (1) NZ244874A (fr)
RU (1) RU2085815C1 (fr)
WO (1) WO1993008436A1 (fr)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP4145076A3 (fr) * 2021-09-02 2023-05-24 Air Products and Chemicals, Inc. Rejet d'azote intégré pour la liquéfaction de gaz naturel

Families Citing this family (56)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE4235006A1 (de) * 1992-10-16 1994-04-21 Linde Ag Verfahren zum Auftrennen eines im wesentlichen aus Wasserstoff, Methan und C¶3¶/C¶4¶-Kohlenwasserstoffen bestehenden Einsatzstromes
GB2297825A (en) * 1995-02-03 1996-08-14 Air Prod & Chem Process to remove nitrogen from natural gas
US5992175A (en) * 1997-12-08 1999-11-30 Ipsi Llc Enhanced NGL recovery processes
FR2772896B1 (fr) * 1997-12-22 2000-01-28 Inst Francais Du Petrole Procede de liquefaction d'un gaz notamment un gaz naturel ou air comportant une purge a moyenne pression et son application
MY117066A (en) 1998-10-22 2004-04-30 Exxon Production Research Co Process for removing a volatile component from natural gas
MY114649A (en) * 1998-10-22 2002-11-30 Exxon Production Research Co A process for separating a multi-component pressurized feed stream using distillation
US6116050A (en) * 1998-12-04 2000-09-12 Ipsi Llc Propane recovery methods
DE19914239A1 (de) * 1999-03-29 2000-10-05 Linde Ag Verfahren zum Betreiben eines Prozesses für die Verflüssigung einer Kohlenwasserstoff-reichen Fraktion
US6070429A (en) * 1999-03-30 2000-06-06 Phillips Petroleum Company Nitrogen rejection system for liquified natural gas
FR2818365B1 (fr) * 2000-12-18 2003-02-07 Technip Cie Procede de refrigeration d'un gaz liquefie, gaz obtenus par ce procede, et installation mettant en oeuvre celui-ci
GB0111961D0 (en) * 2001-05-16 2001-07-04 Boc Group Plc Nitrogen rejection method
GB0116960D0 (en) 2001-07-11 2001-09-05 Boc Group Plc Nitrogen rejection method and apparatus
GB0216537D0 (en) * 2002-07-16 2002-08-28 Boc Group Plc Nitrogen rejection method and apparatus
GB0220791D0 (en) * 2002-09-06 2002-10-16 Boc Group Plc Nitrogen rejection method and apparatus
KR101120324B1 (ko) * 2003-02-25 2012-06-12 오르트로프 엔지니어스, 리미티드 탄화수소 가스의 처리방법
US6978638B2 (en) * 2003-05-22 2005-12-27 Air Products And Chemicals, Inc. Nitrogen rejection from condensed natural gas
US7155931B2 (en) * 2003-09-30 2007-01-02 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
PE20060221A1 (es) * 2004-07-12 2006-05-03 Shell Int Research Tratamiento de gas natural licuado
CN101027528B (zh) * 2004-09-14 2011-06-15 埃克森美孚上游研究公司 加工液化天然气lng的方法和系统
DE102005010053A1 (de) * 2005-03-04 2006-09-07 Linde Ag Helium-Gewinnung bei LNG-Anlagen
EP1715267A1 (fr) * 2005-04-22 2006-10-25 Air Products And Chemicals, Inc. Elimination en deux étapes de l'azote présent dans du gaz naturel liquéfié
FR2885679A1 (fr) * 2005-05-10 2006-11-17 Air Liquide Procede et installation de separation de gaz naturel liquefie
FR2891900B1 (fr) * 2005-10-10 2008-01-04 Technip France Sa Procede de traitement d'un courant de gnl obtenu par refroidissement au moyen d'un premier cycle de refrigeration et installation associee.
KR101383081B1 (ko) * 2006-05-15 2014-04-08 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. 탄화수소 스트림을 액화시키는 방법 및 장치
RU2443952C2 (ru) * 2006-09-22 2012-02-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и устройство для сжижения потока углеводородов
DE102007010032A1 (de) * 2007-03-01 2008-09-04 Linde Ag Verfahren zum Abtrennen von Stickstoff aus verflüssigtem Erdgas
US9869510B2 (en) * 2007-05-17 2018-01-16 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
US20080314079A1 (en) * 2007-06-19 2008-12-25 Air Products And Chemicals, Inc. Nitrogen Rejection Column Reboiler Configuration
GB2463202B (en) * 2007-07-19 2011-01-12 Shell Int Research Method and apparatus for producing a liquefied hydrocarbon stream and one or more fractionated streams from an initial feed stream
US20090139263A1 (en) * 2007-12-04 2009-06-04 Air Products And Chemicals, Inc. Thermosyphon reboiler for the denitrogenation of liquid natural gas
US20090282865A1 (en) 2008-05-16 2009-11-19 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
DE102008056191A1 (de) * 2008-11-06 2010-05-12 Linde Ag Verfahren zum Abtrennen von Stickstoff
DE102008056196A1 (de) * 2008-11-06 2010-05-12 Linde Ag Verfahren zum Abtrennen von Stickstoff
US8522574B2 (en) * 2008-12-31 2013-09-03 Kellogg Brown & Root Llc Method for nitrogen rejection and or helium recovery in an LNG liquefaction plant
DE102009008229A1 (de) * 2009-02-10 2010-08-12 Linde Ag Verfahren zum Abtrennen von Stickstoff
US20100287982A1 (en) 2009-05-15 2010-11-18 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
DE102009038458A1 (de) * 2009-08-21 2011-02-24 Linde Ag Verfahren zum Abtrennen von Stickstoff aus Erdgas
DE102010035230A1 (de) * 2010-08-24 2012-03-01 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum Abtrennen von Stickstoff aus Erdgas
DE102012008961A1 (de) * 2012-05-03 2013-11-07 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum Rückverflüssigen einer Methan-reichen Fraktion
AU2014257933B2 (en) 2013-04-22 2017-05-18 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for producing a liquefied hydrocarbon stream
EP2796818A1 (fr) 2013-04-22 2014-10-29 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Procédé et appareil de production d'un flux d'hydrocarbure liquéfié
WO2015036429A2 (fr) * 2013-09-13 2015-03-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Système de liquéfaction de gaz naturel et procédé de production d'un flux de gaz naturel liquéfié
EP2857782A1 (fr) 2013-10-04 2015-04-08 Shell International Research Maatschappij B.V. Échangeur de chaleur à bobine enroulée et procédé de refroidissement d'un flux de procédé
EP2957620A1 (fr) 2014-06-17 2015-12-23 Shell International Research Maatschappij B.V. Procédé et système pour produire un mélange pressurisé et au moins partiellement condensé d'hydrocarbures
EP2957621A1 (fr) 2014-06-17 2015-12-23 Shell International Research Maatschappij B.V. Système de désurchauffe et système de compression employant un tel système de désurchauffe et procédé de production d'un mélange pressurisé ou au moins condensé partiellement d'hydrocarbures
US10443930B2 (en) * 2014-06-30 2019-10-15 Black & Veatch Holding Company Process and system for removing nitrogen from LNG
EP2977431A1 (fr) 2014-07-24 2016-01-27 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Stabilisateur de condensat d'hydrocarbure et procédé de production d'un flux de condensat d'hydrocarbure stabilisé
EP2977430A1 (fr) 2014-07-24 2016-01-27 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Stabilisateur de condensat d'hydrocarbure et procédé de production d'un flux de condensat d'hydrocarbure stabilisé
CN105240064B (zh) * 2015-11-25 2017-06-16 杰瑞石油天然气工程有限公司 一种lng能量回收工艺
US10551119B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10551118B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10533794B2 (en) 2016-08-26 2020-01-14 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US11428465B2 (en) 2017-06-01 2022-08-30 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US11543180B2 (en) 2017-06-01 2023-01-03 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
IT201800010171A1 (it) * 2018-11-08 2020-05-08 Saipem Spa Processo per la ri-liquefazione e contemporanea diminuzione del contenuto di azoto nel bog per assorbimento autorefrigerato
US11674749B2 (en) * 2020-03-13 2023-06-13 Air Products And Chemicals, Inc. LNG production with nitrogen removal

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4455158A (en) * 1983-03-21 1984-06-19 Air Products And Chemicals, Inc. Nitrogen rejection process incorporating a serpentine heat exchanger
DE3531307A1 (de) * 1985-09-02 1987-03-05 Linde Ag Verfahren zur abtrennung von c(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)(pfeil abwaerts)+(pfeil abwaerts)-kohlenwasserstoffen aus erdgas
DE3822175A1 (de) * 1988-06-30 1990-01-04 Linde Ag Verfahren zum entfernen von stickstoff aus stickstoffhaltigem erdgas
AU3354989A (en) * 1989-03-13 1990-10-09 Kerr-Mcgee Corporation Process for cryogenically separating natural gas streams
US5051120A (en) * 1990-06-12 1991-09-24 Union Carbide Industrial Gases Technology Corporation Feed processing for nitrogen rejection unit

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See references of WO9308436A1 *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP4145076A3 (fr) * 2021-09-02 2023-05-24 Air Products and Chemicals, Inc. Rejet d'azote intégré pour la liquéfaction de gaz naturel

Also Published As

Publication number Publication date
NO180277C (no) 1997-03-19
NO932294D0 (no) 1993-06-22
AU657816B2 (en) 1995-03-23
FR2682964A1 (fr) 1993-04-30
CA2099003C (fr) 2001-05-08
FR2682964B1 (fr) 1994-08-05
DE69213437T2 (de) 1997-03-27
NO932294L (no) 1993-08-23
JPH06503608A (ja) 1994-04-21
ES2093855T3 (es) 1997-01-01
EP0572590B1 (fr) 1996-09-04
NO180277B (no) 1996-12-09
GR3021723T3 (en) 1997-02-28
WO1993008436A1 (fr) 1993-04-29
MY108223A (en) 1996-08-30
NZ244874A (en) 1995-03-28
RU2085815C1 (ru) 1997-07-27
AU2948192A (en) 1993-05-21
DE69213437D1 (de) 1996-10-10
DZ1630A1 (fr) 2002-02-17
JP3234601B2 (ja) 2001-12-04
EP0572590A4 (fr) 1993-09-17
US5421165A (en) 1995-06-06
CA2099003A1 (fr) 1993-04-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0572590B1 (fr) Procede de deazotation d'une charge d'un melange d'hydrocarbures consistant principalement en methane et renfermant au moins 2 % molaire d'azote
CN101108977B (zh) 在液化天然气制备中的一体化ngl回收
CA2255167C (fr) Procede de liquefaction d'un gaz, notamment un gaz naturel ou air, comportant une purge a moyenne pression et son application
RU2215952C2 (ru) Способ разделения потока многокомпонентного исходного материала под давлением путем использования дистилляции
EP1118827B1 (fr) Procédé de liquéfaction partielle d'un fluide contenant des hydrocarbures tel que du gaz naturel
EP1352203B1 (fr) Procede de refrigeration de gaz liquefie et installation mettant en oeuvre celui-ci
EP1454104B1 (fr) Procede et installation de separation d'un melange gazeux contenant du methane par distillation
EP2452140B1 (fr) Procédé de production d'un courant riche en méthane et d'un courant riche en hydrocarbures en c2+, et installation associée
EP0644996B1 (fr) Procede et installation de refroidissement d'un gaz, notamment pour la liquefaction de gaz naturel
EP2344821B1 (fr) Procédé de production de courants d'azote liquide et gazeux, d'un courant gazeux riche en hélium et d'un courant d'hydrocarbures déazoté et installation associée
FR2885679A1 (fr) Procede et installation de separation de gaz naturel liquefie
EP1425544B1 (fr) Procede et installation de fractionnement de gaz issus de la pyrolyse d'hydrocarbures
EP2659211B1 (fr) Procédé de production d'un courant riche en méthane et d'un courant riche en hydrocarbures en c2+ et installation associée
CA3029464A1 (fr) Procede de liquefaction de gaz naturel et de recuperation d'eventuels liquides du gaz naturel comprenant deux cycles refrigerant semi-ouverts au gaz naturel et un cycle refrigerant ferme au gaz refrigerant
EP0768502A1 (fr) Procédé et dispositif de liquéfaction et de traitement d'un gaz naturel
EA011919B1 (ru) Сжижение природного газа
EP0229803B1 (fr) Procede et installation de distillation d'air
CA2756632C (fr) Procede de traitement d'un gaz naturel de charge pour obtenir un gaz naturel traite et une coupe d'hydrocarbures en c5+, et installation associee
CA2823900C (fr) Procede de production d'une coupe riche en hydrocarbures c3+ et d'un courant riche en methane et ethane
FR3113606A3 (fr) Procédé de séparation d’azote et de méthane par distillation cryogénique
FR3110223A1 (fr) Procédé d’extraction d'azote d'un courant de gaz naturel ou de bio-méthane
FR3012150A1 (fr) Procede de fractionnement d'un courant de gaz craque, mettant en oeuvre un courant de recycle intermediaire, et installation associee
WO2020212669A1 (fr) Procédé d'extraction d'azote d'un courant de gaz naturel ou de bio-méthane contenant des gaz acides
OA19019A (en) Procédé de liquéfaction de gaz naturel et de récupération d'éventuels liquides du gaz naturel comprenant deux cycles réfrigérant semi-ouverts au gaz naturel et un cycle réfrigérant fermé au gaz réfrigérant

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

17P Request for examination filed

Effective date: 19930617

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): BE DE ES FR GB GR IT NL

17Q First examination report despatched

Effective date: 19940706

GRAG Despatch of communication of intention to grant

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS AGRA

GRAH Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS IGRA

GRAH Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS IGRA

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

Designated state(s): BE DE ES FR GB GR IT NL

REF Corresponds to:

Ref document number: 69213437

Country of ref document: DE

Date of ref document: 19961010

ITF It: translation for a ep patent filed

Owner name: ING. A. GIAMBROCONO & C. S.R.L.

REG Reference to a national code

Ref country code: ES

Ref legal event code: FG2A

Ref document number: 2093855

Country of ref document: ES

Kind code of ref document: T3

GBT Gb: translation of ep patent filed (gb section 77(6)(a)/1977)

Effective date: 19961206

REG Reference to a national code

Ref country code: GR

Ref legal event code: FG4A

Free format text: 3021723

PLBE No opposition filed within time limit

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

26N No opposition filed
REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: TP

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: 732E

NLS Nl: assignments of ep-patents

Owner name: ELF EXPLORATION PRODUCTION

REG Reference to a national code

Ref country code: ES

Ref legal event code: PC2A

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: IF02

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DE

Payment date: 20100930

Year of fee payment: 19

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Payment date: 20110926

Year of fee payment: 20

Ref country code: GR

Payment date: 20110922

Year of fee payment: 20

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: IT

Payment date: 20110924

Year of fee payment: 20

Ref country code: NL

Payment date: 20110928

Year of fee payment: 20

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: BE

Payment date: 20110922

Year of fee payment: 20

Ref country code: ES

Payment date: 20111006

Year of fee payment: 20

Ref country code: FR

Payment date: 20111118

Year of fee payment: 20

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R071

Ref document number: 69213437

Country of ref document: DE

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R071

Ref document number: 69213437

Country of ref document: DE

BE20 Be: patent expired

Owner name: *ELF AQUITAINE PRODUCTION

Effective date: 20121022

REG Reference to a national code

Ref country code: NL

Ref legal event code: V4

Effective date: 20121022

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: PE20

Expiry date: 20121021

REG Reference to a national code

Ref country code: GR

Ref legal event code: MA

Ref document number: 960403118

Country of ref document: GR

Effective date: 20121023

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Free format text: LAPSE BECAUSE OF EXPIRATION OF PROTECTION

Effective date: 20121021

REG Reference to a national code

Ref country code: ES

Ref legal event code: FD2A

Effective date: 20130710

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: ES

Free format text: LAPSE BECAUSE OF EXPIRATION OF PROTECTION

Effective date: 20121023