EP0687353B1 - Procede et appareil de liquefaction d'un gaz naturel - Google Patents

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EP0687353B1
EP0687353B1 EP95905171A EP95905171A EP0687353B1 EP 0687353 B1 EP0687353 B1 EP 0687353B1 EP 95905171 A EP95905171 A EP 95905171A EP 95905171 A EP95905171 A EP 95905171A EP 0687353 B1 EP0687353 B1 EP 0687353B1
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natural gas
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liquefying
liquid
gas
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EP95905171A
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Isabelle Prevost
Alexandre Rojey
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IFP Energies Nouvelles IFPEN
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    • F25J2240/40—Expansion without extracting work, i.e. isenthalpic throttling, e.g. JT valve, regulating valve or venturi, or isentropic nozzle, e.g. Laval
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    • 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
    • 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
    • F25J2270/12—External refrigeration with liquid vaporising loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/88—Quasi-closed internal refrigeration or heat pump cycle, if not otherwise provided

Definitions

  • Natural gas liquefaction is an industrial operation important for transporting natural gas over long periods distances by LNG carrier, or to store them in liquid form.
  • an external refrigeration cycle using as refrigerant a mixture of fluids is used.
  • Such vaporizing mixture may refrigerate and liquefy gas under pressure. After vaporization, the mixture is compressed, condensed into exchanging heat with an ambient medium such as water or the air.
  • a first refrigeration step of refrigerate and liquefy natural gas directly by relaxing through a turbine from a "dense" phase denotes a phase obtainable from a gas phase initial by an isobaric evolution without phase transition and leading by isentropic expansion to a liquid phase without phase transition. At at least part of the liquefaction process takes place without transition from phase, i.e. the transition from the gas phase to the liquid phase takes place continuously, without transformation during which it two different phases would coexist. Natural gas is brought in "dense phase” before expansion, operating at a pressure at least higher than the critical methane pressure, and lowering the "natural gas" temperature.
  • the present invention relates to a process for liquefying a gas natural. It is characterized in that it comprises a step according to which at least partially liquefies said gas by expansion with supply of mechanical energy, this relaxation taking it from a state or phase dense to a liquid state or phase.
  • the first relaxed majority fraction is preferably greater than two thirds of the dense phase natural gas from the first stage.
  • a turbine is used as a device to relax the gas and move it from the dense phase state to the phase state liquid.
  • natural gas can be cooled by exchange thermal using a gaseous fraction from said natural gas, said gas fraction being expanded in a turbine, said fraction expanded gas being at least partly recompressed in a stage of compression and recycled.
  • At least one recycled gas fraction is compressed using at least two stages, the gas being cooled at the outlet of each of the stages of compression by an ambient medium of refrigeration available.
  • natural gas can also be cooled by vaporization of a mixture of refrigerants, the mixture thus obtained present in vapor or gas phase. It is then compressed, condensed by a heat exchange with the ambient medium of refrigeration available, relaxed and recycled.
  • the refrigerant mixture can be expanded and vaporized to at least two pressure levels.
  • Step a) is carried out at a pressure higher than the pressure critical of methane and preferably higher than the critical pressure of natural gas, to be liquefied.
  • step a) is carried out at a pressure value higher than the gas cricondenbar natural to liquefy.
  • Step a) is carried out at a pressure that is preferably understood to be between 7 and 20 MPa.
  • the temperature that natural gas has at the end of step a) is preferably between 165 and 230 K.
  • Natural gas during step a) is expanded to a pressure such that after expansion, a liquid fraction concentrated in hydrocarbons heavier than methane is produced, said fraction liquid then being separated.
  • Step b) is, for example, carried out by expansion in a turbine whose elements are thermally insulated from gas, at least one of the elements being made of a material little conductor of heat.
  • Step b) is, for example, carried out by expansion in a turbine having a rotor made of composite material, not very conductive of heat.
  • the heat exchanges during steps a) and d) can be carried out by passing the gas through exchangers operating against the current.
  • the heat exchange in step d) can be carried out by passing the gas in an exchanger with a temperature difference on the side cooler of the exchanger less than 5 K and a temperature difference on the side the hottest heat exchanger less than 10 K.
  • the relaxation can be achieved during step b) by means of minus two successive turbines, the liquid-vapor mixture coming from the first partial expansion being separated, into a gaseous fraction and a liquid fraction, said gaseous fraction being sent to carry out the step d) and said resulting liquid fraction being expanded in the second turbine, the liquid fraction at the end of this second expansion forming a part of the liquefied natural gas produced by the process.
  • At least part of the gaseous fraction from step b) is put, for example, in counter-current contact with the liquid fraction from step e), the resulting liquid fraction being sent to step f) and the resulting gas fraction being combined with the fraction gas from step e) to form at least in part a gas fraction rich in nitrogen which is evacuated.
  • the present invention also relates to an apparatus for liquefaction of a natural gas according to the method described above, comprising a natural gas inlet pipe and preferably a conduit for a recycled gas, said conduits being connected to a device allowing to cool natural gas, a conduit allowing the passage refrigeration fluid, inside the device, an outlet duct connected to the cooled natural gas device and in the form of dense phase, a compression and condensation circuit.
  • the duct is separated in two under conduits, said first under conduit being connected to a first expansion device, said second under conduit being directly connected to a refrigeration device, having a gas fraction outlet pipe natural refrigerated, said duct being connected to an expansion means, said duct being connected to a expansion device, said expansion devices being connected to a means for separation of the expanded natural gas fractions from devices by conduits respectively, said separation means being provided with at least one vapor phase evacuation pipe and minus a liquefied natural gas discharge pipe.
  • the means capable of relaxing natural gas in the form of a phase dense consists of at least one expansion turbine of which at least one elements is made of a material which is not very conductive of heat.
  • the present invention offers many advantages over to the methods usually used in the prior art. Indeed, the fact of work at an initial pressure value for the gas greater than values used by the processes mentioned in the prior art allows reduce the energy required for liquefying natural gas.
  • Figure 1 shows a block diagram of a process used according to the prior art for liquefying a natural gas, for example.
  • the liquefaction process involves a precooling cycle which allows the mixture used in the refrigeration cycle to be condensed main.
  • the pre-refrigeration cycle and the main refrigeration cycle use a mixture of fluids as refrigerant.
  • a mixture in vaporizing is likely to refrigerate and liquefy the gas under pressure.
  • the mixture is compressed, condensed into exchanging heat with the surrounding environment, such as water or air, available and recycled.
  • Natural gas comes under pressure through line 1. It then passes in the exchanger E1 in which it is liquefied and cooled. At the exit of exchanger E1, liquefied natural gas is expanded to a value of pressure close to atmospheric pressure by passing through a expansion valve V1 and then discharged through line 2.
  • Natural gas is cooled by a permanent gas circulating in the refrigeration cycle consisting of a turbine T 1 , a duct 4 connecting the turbine T 1 to the exchanger E1, and a duct 5 allowing passage permanent gas from the exchanger to a series of compressors and cooling means arranged in cascade K1, C1, K2, C2 for example.
  • the permanent gas circulating in the refrigeration cycle is compressed in the compression stage K1, cooled by passage through the cooling means C1 and then passes into the compression stage K2 in which it is compressed to be subsequently cooled by passage through the cooling stage C2.
  • the permanent gas, thus compressed and cooled is sent via line 3 to the turbine T 1 in which it undergoes expansion and from which it emerges cooled before being sent to the exchanger E1 via line 4.
  • the permanent gas thus refrigerated cools the natural gas when brought into contact in the exchanger E1. At the outlet of this exchanger and after having cooled the natural gas, the permanent gas is sent again and recycled in the compression and cooling stages via the conduit 5.
  • Such a cycle is used for small capacity units, in particular because of its simplicity. However, it is recognized that its performance is significantly lower than a cycle using a mixture of refrigerants. In addition, it involves the recirculation of a very large flow of refrigerant gas.
  • the principle implemented according to the invention described below consists, from a dense phase natural gas, to arrive at least in part at its liquefaction without phase transition, i.e. at least part of the liquefaction process takes place without phase transition during of which there would be coexistence between two phases of natures different. So, throughout the liquefaction process the passage of the dense phase to the liquid phase takes place continuously, a phase transition involving discontinuous passage.
  • the method relies on the implementation, essentially of at least two stages, the first consisting in bringing natural gas into phase dense and the second to produce a trigger with energy supply mechanical, for example a substantially isentropic expansion, making pass the natural gas in dense phase in liquid phase.
  • the gas arrives via the conduit 7 (FIG. 3A) in the gas phase, in a thermodynamic state represented by the point G1 (FIG. 3B), in an exchanger E2 in which it is precooled to a given temperature, in contact with a coolant from a refrigeration cycle R1.
  • Natural gas is present at the outlet of the exchanger E2, in dense phase, at point G2 (Fig.3B). It is then transmitted from the exchanger E2 to the turbine T 4 in which it is expanded by the conduit 15. After passing through the turbine T 4 , it is at least partly in the liquid phase at point G3.
  • the transformation from the dense phase to the liquid phase is carried out by expansion with supply of mechanical energy and without phase transition.
  • the liquid phase obtained at point G3 after expansion is, for example, a saturated liquid phase.
  • a gaseous fraction or steam which, after heat exchange, can be recycled or used otherwise. It is, for example, used as fuel on the site of the liquefaction facility.
  • the process is illustrated in a coordinate diagram pressure (P) and temperature (T) shown in Figure 3B.
  • P coordinate diagram pressure
  • T temperature
  • the gas phase domain is delimited by the vapor branch v (dew curve) of the two-phase domain and the isentrope s passing through the critical point C.
  • the domain of the dense phase is delimited on the one hand by the isentrope s and on the other hand by the isobaric p passing by the critical point C.
  • the domain of the liquid phase is delimited by a leaves by the isobar p and by the liquid branch I (bubble curve) of the domain two-phase.
  • the natural gas to be liquefied is initially in a gas phase state represented by a point G1 at a temperature T G1 and at a pressure P G1 . It is then cooled in a substantially isobaric manner so as to bring it into a dense phase state represented by the point G2, at a pressure and a temperature respectively P G2 and T G2 .
  • the transition from G1 to G2 takes place, for example, continuously, without phase transition, passing through the point F1 of the isentrope p delimiting the gas phase domain from the dense phase domain.
  • the natural gas in dense phase, point G2 is then expanded in a substantially isentropic manner to pass it into a liquid phase state, and preferably in a saturated liquid phase state represented by a point G3 located, for example, on the liquid branch I of the two-phase domain, corresponding to temperature and pressure values T G3 and P G3 .
  • the value of the pressure P G3 is preferably substantially equal to that of the atmospheric pressure.
  • the transition from the state represented by the point G2 to the state represented by the point G3 is effected by passing through the point F2 of the isobare p delimiting the dense phase domain from the liquid phase domain, continuously without phase transition, that is to say without coexistence between two different phases.
  • the trigger can be continued in the two-phase field by generating a vapor fraction or carbonated.
  • the temperature at the end of the refrigeration stage preceding the stage of trigger is between 165 and 230K.
  • FIG. 3C illustrates the application of the process to the liquefaction of a gas natural.
  • Natural gas arrives via a pipe 7 to an exchanger E2 under a pressure greater than at least the critical pressure value of methane, in which it is cooled to a temperature, for example between 165 K and 230 K.
  • This step of pre refrigeration of the gas is ensured, for example, by a fraction of the natural gas withdrawn before it enters an exchanger E2 via a pipe 8 which transfers this fraction withdrawn to an expansion turbine T 2 .
  • the withdrawn fraction is cooled during expansion, carried out and operated in the gas phase in the turbine T 2 , it is then sent to the exchanger E2 by a conduit 9.
  • the withdrawn and cooled gaseous fraction thus acts as an agent cooling and lowers the temperature of the natural gas entering the exchanger E2. Any external refrigerant with characteristics allowing to cool a gas can replace the fraction of natural gas withdrawn and cooled.
  • the natural gas thus leaves the exchanger E2 cooled in the "dense" phase by a conduit 10.
  • a fraction of this "dense" phase is sent directly by a conduit 11, for example, to an expansion turbine T 3 .
  • a mixture composed mainly of liquid phase is obtained.
  • the mixture is discharged through a line 12, at a pressure close to atmospheric pressure, from the turbine T 3 to a separator flask B1 in which the liquid and gaseous fractions are separated.
  • the gaseous fraction taken from the balloon B1 is sent through a line 13 into an exchanger E3.
  • the fraction of natural gas cooled in the "dense" phase from the exchanger E2 which has not been sent to the turbine T 3 passes through a pipe 14 in an exchanger E3 in which it is refrigerated by heat exchange with the gaseous fraction arriving via line 13.
  • the natural gas thus refrigerated leaves the exchanger E3 at a temperature lower than the temperature which it has at the inlet of this exchanger, for example at a temperature close to the temperature of the arriving gaseous fraction via line 13. It is then sent via line 15 to a turbine T 4 in which it is expanded. At the outlet of the turbine T 4 , the majority mixture is obtained in the liquid phase which is sent via a line 16 to the separator flask B1.
  • the two liquid phase fractions collected in the flask B1 form the liquefied natural gas discharged through a line 17.
  • the gaseous fraction coming from the separator flask B1 passes into the exchanger E3 by a conduit 13 and is sent to the exchanger E2 by a conduit 18 from which it emerges at a temperature close to the inlet temperature of the natural gas to be liquefied. It is then sent to a compression stage K3 via a conduit 19.
  • the gaseous fraction is cooled by heat exchange with the ambient medium, water or air, available in a heat exchanger C3, then it is mixed with a gaseous fraction coming from the expansion through the turbine T 2 of the gaseous part initially removed before the exchanger E2, said gaseous fraction coming from the exchanger E2 by a conduit 20 connected and opening into the conduit 19, for example between the exchanger C3 and a compression stage K4.
  • the gas mixture thus obtained is compressed in the compression stage K4 and then cooled by heat exchange with the ambient medium, water or air available.
  • the gas mixture thus compressed and cooled is recycled via line 21 and mixed with the natural gas to be liquefied arriving via line 7.
  • Each of the compression stages K3 and K4 can be advantageously replaced by a succession of compression stages, the gas mixture leaving a compression stage being cooled by heat exchange with the surrounding environment, water or air, available, before to be sent to the next floor so as to bring the compression closer operated by an isothermal compression carried out at a neighboring temperature the ambient temperature, water or air, available.
  • the critical pressure of the mixture forming the natural gas is higher than the critical methane pressure.
  • the pressure at which is carried out step a) is preferably greater than the pressure critical of said mixture.
  • the pressure at which step a) is carried out is also, from preferably greater than the defined cricondenbar for a mixture like being the pressure above which two phases cannot coexist.
  • the fraction of natural gas in the "dense" phase which is not expanded in the turbine T 3 is cooled in the exchanger E3 to a temperature close to the final temperature of the natural gas liquefied product.
  • the fraction of natural gas expanded in the expansion turbine T 3 represents a majority fraction of the natural gas present at the inlet, this fraction preferably being greater than two thirds of the natural gas present at the inlet of the exchanger E3 and arriving via line 10.
  • the expansion work used to relax the natural gas is, for example, recovered in the turbines T 3 and T 4 and used, for example, to drive the compression stages K3 and K4 and / or, in the case of the diagram in the figures 5 and 6, the compression stages K5 and K6.
  • the additional mechanical energy that may be required is supplied, for example, by a steam turbine or, preferably, by a gas turbine.
  • step a) By increasing the pressure level at which step a) is carried out, it is possible to reduce the additional mechanical energy required to liquefy natural gas.
  • the method according to the invention is all the more advantageous since the pressure at which step a) is carried out is high.
  • the pressure used must be at least equal to the critical pressure of methane (4.6 MPa) and, preferably greater than the cricondenbar of the mixture which constitutes the gas natural to liquefy. It is situated, advantageously in an interval for example between 7 and 20 MPa.
  • the quantity of gaseous phase recycled after the expansion carried out at during step c is preferably between 165 K and 230K.
  • hydrocarbons When natural gas contains heavier hydrocarbons than methane, these hydrocarbons are, for example, at least in part separated from natural gas before the liquefaction operation, in particular for avoid any risk of crystallization during liquefaction.
  • the Hydrocarbons heavier than methane cannot be condensed by refrigeration. It was discovered that, in this case, they are advantageously separated by an adsorption step on an adsorbent constituted for example by an alumina, a zeolite or an activated carbon.
  • the adsorbent is used, for example, in at least two beds fixed operating in parallel.
  • a bed operates, for example, in adsorption while another bed is operating in desorption.
  • Desorption is carried out, by for example, by decreasing the pressure and / or increasing the temperature. Hydrocarbons heavier than methane which must be separated, attach to the adsorbent during the adsorption step, then they are separated during the desorption step.
  • step a Another way to proceed when natural gas contains heavy hydrocarbons, consists, during step a) in cooling the gas natural at a temperature such that after a relaxation substantially isentropic having brought the gas to a pressure below the cricondenbar of the mixture, a liquid phase is formed by condensation retrograde.
  • the expanded mixture is then cooled to a pressure substantially constant.
  • the liquid phase comprising the hydrocarbons heavier than methane, to be separated, is then removed after the expansion operation and / or during the subsequent cooling of the mixture operated at a substantially constant pressure.
  • the gas can be compressed, at the by means of a compression step carried out under conditions also as close as possible to that of isothermal compression using compression stages alternating with cooling stages, the cooling being carried out using a cooling fluid, water or air available, for example at the liquefaction site.
  • such a compression step can become necessary when the gas pressure at the head of the well becomes too low, for example, after a period of exploitation of the gas field natural.
  • the natural gas to be liquefied contains nitrogen, and when this is necessary, it is possible to at least partially separate this nitrogen.
  • Natural gas is sent to the exchanger E2 via line 7. A the end of the cooling step in the exchanger E2, natural gas comes out as a "dense" phase. The fraction of this "dense" phase can be relaxed directly, by at least two relaxation steps described below.
  • a first fraction of the dense phase is sent via the conduit 11 from the outlet of the exchanger E2 to a turbine T 31 in which it is expanded.
  • the mixture obtained by expansion is evacuated via a pipe 30 from the turbine T 31 to a separator flask B2 in which the liquid and gaseous fractions of the mixture are separated.
  • the gaseous fraction is, for example, sent or recycled through a conduit 31 in the exchanger E3.
  • the liquid fraction separated in the separator flask B2 is depleted in nitrogen, then discharged through a conduit 32 to a turbine T 32 where it is expanded and from which it emerges in the form of a liquid-vapor mixture.
  • this liquid-vapor mixture obtained is sent to the base or lower part of a contactor S1 via a pipe 35.
  • the fraction of natural gas cooled in dense phase from the exchanger E2 and not diverted to the turbine T 31 is sent through a pipe 14 to the exchanger E3. It is refrigerated in this exchanger by heat exchange with the gaseous fraction coming from the duct 31. At the outlet of the exchanger E3, the fraction in dense phase is at a temperature below its initial temperature of entry into the exchanger E3, substantially close of the temperature of the gaseous fraction arriving via the pipe 31.
  • This dense phase fraction coming from the exchanger E3 is sent by a pipe 15, in a turbine T 4 , in which it is expanded.
  • the liquid-vapor mixture mainly composed of liquid phase obtained after expansion at the outlet of the turbine T 4 is sent to the head of the contactor S1, upper part of the contactor, through a conduit 36.
  • the liquid phase leaving the turbine T 4 is relatively concentrated in nitrogen.
  • it is contacted against the current with the gaseous fraction arriving at the base of the contactor S1 via the conduit 35 whose composition is close to equilibrium with a liquid phase relatively poor in nitrogen.
  • the liquid phase which descends becomes depleted in nitrogen and the gaseous phase which rises is enriched in nitrogen. It is thus possible to obtain, at the base of the contactor S1, a liquid fraction relatively poor in nitrogen and at the head of the contactor S1 a gaseous fraction relatively rich in nitrogen.
  • the liquid fraction collected at the base of the contactor S1 forms the liquefied natural gas discharged through a conduit 38.
  • the gaseous fraction collected at the head of the contactor S1 forms the gaseous fraction concentrated in nitrogen which is separated from the natural gas.
  • This gaseous fraction concentrated in nitrogen is removed by a conduit 34 and sent to an exchanger E4 from which it emerges through a conduit 37.
  • the gaseous fraction concentrated in nitrogen is heated by heat exchange with a fraction of natural gas derived from the natural gas introduced arriving via a conduit 33 connecting directly the conduit 7 for introducing natural gas to the exchanger E4.
  • This fraction of natural gas directly derived from the introduction conduit 7 is cooled in the exchanger E4, then expanded through an expansion valve V3 located on the conduit 36 connecting the exchanger E4 to the contactor S1.
  • the fraction of natural gas derived and expanded is then mixed with the liquid-vapor mixture coming from the turbine T 4 , and sent to the contactor S1, the mixing of the two liquid vapor fractions being carried out at the level of the conduit 36.
  • the contactor S1 is formed for example of a column element with packing or column trays.
  • the number of theoretical stages of the contactor S1 is for example 3 or 4.
  • a first fraction f1 of this natural gas is cooled by the exchangers E2 and E3 to a temperature of 122 K.
  • the natural gas is thus found at the outlet of the exchanger E3 in a "dense" phase state. It is then at least partially liquefied by expansion in the turbine T 4 , for example, at atmospheric pressure and is then introduced through the conduit 16 at the head of the contactor S1.
  • a second fraction f2 taken upstream of the exchanger E2 is cooled to 185 K by a substantially isentropic expansion in the turbine T 2 to the vicinity of its dew pressure.
  • This cooled and expanded fraction is then introduced via line 9 into the exchanger E2 where it heats up against the current with the first fraction f1.
  • the fraction f2 passes through a train of compressors refrigerated by the ambient medium K4, C4, in which it is compressed and cooled, then is mixed with the natural gas to be liquefied introduced by the conduit 7.
  • a third fraction f3 is taken and cooled, for example, to 117 K by a substantially isentropic expansion in a turbine T 31 .
  • the gaseous fraction is separated from the gas / liquid mixture obtained by expansion of the fraction f3 in the cylinder B2, and introduced by the conduit 31 in the exchanger E3, then by the conduit 18 in the exchanger E2 where it heats up against current with the first fraction f1.
  • the fraction f3 passes through a train of compressors K3, C3, refrigerated, for example, by the ambient medium and is then mixed with the second fraction f2 upstream of the train of compressors K4, C4 also refrigerated. , for example, by the surrounding environment.
  • the liquid fraction coming from the balloon B2 is expanded by passing through the turbine T 32 at atmospheric pressure and introduced into the lower part, for example, at the bottom of the contactor S1.
  • the vapor fraction or gaseous fraction is enriched in nitrogen.
  • the vapor fraction contains 66% by mass of nitrogen and liquefied natural gas 1.3% by mass of nitrogen. This vapor fraction is warmed up to room temperature with a fraction f4 of the natural gas to be treated, is introduced at the top of the contactor before being discharged.
  • fractions f1, f2, f3 and f4 are chosen so that the thermal approaches to the exchangers are minimal.
  • the methane losses in the purged gas are 3.5%.
  • step b) The relaxation carried out during step b) is accompanied by a significant variation in temperature which is, for example, greater than 50 ° C. In the case where the expansion is carried out in two or more successive turbines, this results in a relatively large difference between the inlet and outlet temperatures for each turbine.
  • the trigger is operated in the "dense" or liquid phase. Thermal exchanges between the fluid being expanded and the elements of the turbine can, under these conditions, reduce the effectiveness of the trigger.
  • These elements can be coated metallic components a thermally insulating layer. These elements, and in particular the rotor, can also be made of a composite material poor conductor of heat.
  • the heat exchanges carried out during steps a) and d) are carried out in heat exchangers operating against the current.
  • These heat exchangers are, for example, pass exchangers multiple and are preferably constituted by plate heat exchangers.
  • These plate exchangers can be, for example, heat exchangers brazed aluminum. It is also possible to use heat exchangers stainless steel with plates welded together.
  • the channels in which the fluids participating in the exchange circulate heat can be obtained by different means by arranging between the plates of the corrugated intermediate plates, forming the plates, for example by explosion, by grooving the plates, for example by chemical etching.
  • step e) The heat exchange carried out during step e) is then carried out with a temperature difference on the coldest side of the heat exchanger preferably less than 5K and a temperature difference on the hottest side of the exchanger preferably less than 10K.
  • stage a) of refrigeration by means of an external cycle operating with a mixture of refrigerants.
  • the operating principle of the process in this case is illustrated, for example in FIG. 5.
  • the first stage of refrigeration of natural gas is then carried out in the exchanger E2, such as a plate exchanger, not by an exchange thermal with a gaseous fraction refrigerated by expansion as it is described above, but. with a mixture of refrigerants which vaporizes in the exchanger E2.
  • the exchanger E2 such as a plate exchanger
  • the refrigerant mixture comes from cycle A comprising, by example, a set of pipes, compressors, exchangers and valves as described below.
  • the refrigerant mixture is vaporized at two pressure levels which can be successive to widen the temperature range for which performs the refrigeration.
  • This mixture is, for example, introduced into the exchanger E2 by a conduit 27 which separates into two conduits 27a and 27b.
  • a first part mixture of refrigerants in liquid phase is first evacuated by a conduit 23 extending conduit 27a from exchanger E2 to a first expansion valve V20, in which it is vaporized, for example, at a temperature between 238 and 303K, pass through the exchanger E2 and comes out in gaseous or vapor form to be sent to a compressor K6 through a pipe 24.
  • a second part of the mixture passes through the sub-conduit 27b, then is evacuated from the exchanger E2 to a valve V30 located on a conduit 25 extending the sub duct 27b.
  • the mixture is expanded by the valve V30 up to a pressure close to atmospheric pressure and vaporized, for example, at a temperature between 173 and 238K.
  • the vapor phase thus obtained is sent from the E2 exchanger to the inlet of a K5 compressor, then cools in a C5 exchanger located after the compressor K5 and mixed with the steam fraction arriving through the pipe 24.
  • the vapor phase mixture thus obtained is then compressed in the K6 compressor, cooled and condensed by passing through an exchanger C6 before being sent via line 27 into the exchanger E2, where it is sub-cooled before being relaxed and vaporized.
  • Natural gas arrives via line 7 and leaves the exchanger E2 cooled by a line 11, it has, at the outlet of exchanger E2, a temperature close to, for example, 178K in the form of a mixture. Most of this mixture passes through a turbine T 3 in which it is expanded and from which it emerges in the form of a liquid-vapor mixture which is then sent by a conduit 12 to the base of a contactor S1.
  • the other part of the natural gas having passed through the turbine T 3 passes directly from the exchanger E2 to a plate exchanger E3 by a conduit 14 in which it is cooled for example by exchange with the fraction in vapor phase coming from the contactor S1 by a conduit 13, up to a temperature close to the final temperature of the liquefied natural gas produced.
  • the gas fraction cooled in the exchanger E3 leaves this exchanger through a conduit 15 and expanded through an expansion valve V4.
  • the liquid fraction obtained by expansion is sent to the top of the contactor S1.
  • this liquid phase is depleted in nitrogen, while the vapor phase fraction introduced at the bottom of the contactor S1 goes back into the contactor, enriched with nitrogen. Fraction in the vapor phase which leaves the contactor S1 is thus charged with nitrogen, this which thus allows most of the nitrogen contained to be removed initially in natural gas.
  • the nitrogen-rich gas fraction passes through the exchanger E3, then via the conduit 18 in the exchanger E2 from which it emerges by a duct 19.
  • the contactor S1 can be constituted for example by a column with trays or a packed column.
  • the lining may advantageously be of the "structured" type.
  • V20, V30 and V4 expansion valves can be replaced by in whole or in part by drive expansion turbines.
  • the E2 and E3 exchangers can be made with materials and / or different assembly methods. It is also possible to carry out all of the heat exchanges in a heat exchanger single plate.
  • K5 and K6 compressors can each have a series of floors. Between two successive stages, it is possible to plan a stage intermediate cooling.
  • the low-pressure gas fraction discharged through line 19 can be at least partially recompressed and recycled. It is clear, however, that if the gaseous fraction thus obtained can be used at low pressure, without be recycled, it is possible to significantly reduce costs investment and the necessary operating costs.
  • the natural gas leaving the exchanger E2 via the conduit 11 undergoes a first expansion in the turbine T 31 .
  • a liquid fraction is collected by a balloon B3 then evacuated by the conduit 42 preferably located in the lower part of this balloon towards a turbine T 32 where it undergoes a second expansion.
  • a gaseous fraction relatively rich in nitrogen sent by a pipe 40 in a turbine T 4 where it is expanded before being sent into the contactor S1, preferably in its lower part.
  • the expanded mixture obtained is evacuated by a conduit 43 and separated in a flask 84 into a liquid fraction depleted in nitrogen which is evacuated by a conduit 45 located in the lower part of the flask B, preferably , and which constitutes part of the liquefied natural gas produced and a gaseous fraction taken from the upper part of the balloon relatively poor in nitrogen sent by a conduit 44 to the exchanger E3, then by the conduit 18 to the exchanger E2 from where it comes out through the conduit 19.
  • the conduit 19 is connected to a compressor K3 which recompresses, for example, said gaseous fraction relatively poor in nitrogen before passing through an exchanger C3 where it is cooled with the cooling fluid, which can be of the water or air.
  • the compressor K3 preferably comprises several compression stages between which are placed, for example, cooling stages.
  • Natural gas under pressure leaving the exchanger E3 via the pipe 15 is, for example, relaxed in an expansion valve V11 before being sent at the head of contactor S1.
  • the non-recycled fraction is evacuated via conduit 49.
  • Via conduit 47 arrives in the exchanger E4 a fraction of the pressurized natural gas that is cooled in the exchanger E4 and exits through the conduit 48 at a temperature close to the final temperature of the LNG produced. Said fraction is then relaxed to through valve V10 and sent to the head of contactor S1.
  • a liquid fraction is collected which is mixed with the liquid fraction arriving via line 45 to form the liquefied natural gas produced, which is discharged through line 50.

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Abstract

Le procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'invention consiste à liquéfier au moins en partie ce gaz en le détendant avec fourniture d'énergie mécanique, le gaz au cours de cette détente passant d'une phase dense à une phase liquide sans transition de phase. Le procédé comporte au moins les deux étapes suivantes: a) on refroidit le gaz naturel constitué de plusieurs constituants à une pression au moins supérieure ou égale à la valeur de pression critique du méthane et à une température telle que ledit gaz se présente en phase dense à la fin de ce refroidissement, b) on détend et on liquéfie au moins en partie une fraction de ladite phase dense provenant de l'étape a) à travers un dispositif (T3) adapté à diminuer la pression du gaz selon une détente avec fourniture d'énergie mécanique, le passage de l'état en phase dense vers un état en phase liquide se faisant sensiblement sans transition de phase.

Description

La liquéfaction du gaz naturel est une opération industrielle importante qui permet de transporter le gaz naturel sur de longues distances par méthanier, ou de les stocker sous forme liquide.
Les procédés utilisés actuellement réalisent l'opération de liquéfaction d'un "gaz naturel" en faisant passer ce gaz naturel à travers des échangeurs et en les réfrigérant au moyen d'un cycle frigorifique externe. Ainsi, les brevets US-3.735.600 et US-3.433.026 décrivent des procédés de liquéfaction au cours desquels le gaz est envoyé à travers un ou plusieurs échangeurs de chaleur de manière à obtenir sa liquéfaction. Par "gaz naturel", nous entendons par la suite un mélange formé majoritairement de méthane mais pouvant contenir également d'autres hydrocarbures et de l'azote, sous quelque forme qu'il se trouve (gazeuse, liquide ou diphasique). Le gaz naturel au départ se présente majoritairement sous une forme gazeuse, et au coursde l'étape de liquéfaction, il peut se présenter sous différentes formes, liquide et gazeuse qui peuvent coexister à un instant donné.
Dans de tels procédés, un cycle de réfrigération externe utilisant comme fluide réfrigérant un mélange de fluides est mis en oeuvre. Un tel mélange en se vaporisant est susceptible de réfrigérer et de liquéfier le gaz sous pression. Après vaporisation, le mélange est comprimé, condensé en échangeant de la chaleur avec un milieu ambiant tel que de l'eau ou de l'air.
De tels procédés sont complexes et mettent en jeu des surfaces d'échange élevées ainsi que des puissances de compression importantes. De ce fait, ils conduisent à des coûts d'investissement élevés.
L'art antérieur mentionne aussi d'autres manières de procéder.
Le brevet US-3.616.652 décrit un procédé de liquéfaction d'un gaz naturel. Le gaz naturel se présente dans un état de phase dense, l'étape de détente et l'étape de réfrigération sont effectuées sur la totalité du flux du gaz naturel.
Dans le brevet US-4.778.497, le gaz naturel est transformé sous une forme de phase dense en utilisant un dispositif dont la fonction est de sous refroidir un gaz supercritique. L'étape de détente suivante est ensuite effectuée sur la totalité du flux de gaz.
Il a été découvert, et c'est là un des objets de la présente invention, qu'il est possible à l'issue d'une première étape de réfrigération de réfrigérer et de liquéfier le gaz naturel directement par détente à travers une turbine à partie d'une phase "dense". L'expression "phase dense" désigne une phase pouvant être obtenue à partir d'une phase gazeuse initiale par une évolution isobare sans transition de phase et conduisant par détente isentropique à une phase liquide sans transition de phase. Au moins une partie du procédé de liquéfaction s'effectue sans transition de phase, c'est-à-dire que le passage de la phase gazeuse à la phase liquide s'effectue de manière continue, sans transformation au cours de laquelle il y aurait coexistence de deux phases différentes. Le gaz naturel est amené en "phase dense" avant détente, en opérant à une pression au moins supérieure à la pression critique du méthane, et en abaissant la température du "gaz naturel".
La présente invention concerne un procédé de liquéfaction d'un gaz naturel. II est caractérisé en ce qu'il comporte une étape selon laquelle on liquéfie au moins en partie ledit gaz par détente avec fourniture d'énergie mécanique, cette détente le faisant passer d'un état ou phase dense vers un état ou une phase liquide.
Le passage entre ces deux états s'effectue sans coexistence simultanée de deux phases différentes.
Le procédé selon l'invention comporte en combinaison les étapes suivantes:
  • a) on refroidit le gaz naturel à une pression au moins supérieure ou égale à la pression critique du méthane et à une température telle que ledit gaz naturel se présente en phase dense à l'issue de cette étape de refroidissement, et on mélange ledit gaz alternativement avec une fraction gazeuse recyclée,
  • a') on sépare le gaz naturel refroidi en phase dense en deux fractions, une première fraction majoritaire et une deuxième fraction restante,
  • b) on détend et on liquéfie la première fraction majoritaire provenant de l'étape a) à travers un premier dispositif (T3) adapté à diminuer la pression du gaz naturel selon une détente avec fourniture d'énergie mécanique, de façon à obtenir à l'issue de cette étape b) une fraction liquide et une fraction gazeuse,
  • c) on sépare (B1) la fraction liquide et la fraction gazeuse obtenues au cours de l'étape b),
  • d) la fraction gazeuse résultant de l'étape c) est échangée thermiquement (E3) avec la deuxième fraction restante non détendue du gaz naturel, ladite fraction non détendue et refroidie à l'issue de cette opération est détendue à travers un second dispositif de détente (T4) en formant un mélange liquide-vapeur qui est séparé (B1) en une fraction liquide et une fraction gazeuse,
  • e) on réunit les fractions liquides provenant des étapes c) et e) pour former le gaz naturel liquéfié, et
  • f) les fractions gazeuses provenant des étapes c) et e) à l'étape a) sont au moins en partie recomprimées et recyclées, formant ainsi ladite fraction de gaz recyclée à l'étape a) et les fractions non recyclées sont évacuées.
    • La première fraction majoritaire détendue est de préférence supérieure aux deux tiers du gaz naturel en phase dense issu de la première étape.
    La détente sur la phase liquide obtenue au cours de l'étape b) étant poursuivie jusqu'à l'apparition d'une fraction gazeuse, l'on procède aux étapes suivantes :
    • on sépare la fraction liquide et la fraction gazeuse au cours de l'étape c),
    • la fraction gazeuse résultant de l'étape c) est échangée thermiquement avec une fraction non détendue du gaz naturel au cours de l'étape d), ladite fraction non détendue étant détendue à l'issue de cette opération d'échange thermique au cours de l'étape e) en formant un mélange liquide-vapeur qui est séparé en une fraction liquide et une fraction gazeuse,
    • on réunit les fractions liquides provenant des étapes c) et e) pour former le gaz naturel liquéfié, et
    • on recomprime et on recycle au moins en partie les fractions gazeuses provenant des étapes c) et e) à l'étape a).
    On utilise, par exemple, comme dispositif une turbine pour détendre le gaz et le faire passer de l'état en phase dense vers l'état en phase liquide.
    Au cours de l'étape a), on peut refroidir le gaz naturel par échange thermique en utilisant une fraction gazeuse provenant dudit gaz naturel, ladite fraction gazeuse étant détendue dans une turbine, ladite fraction gazeuse détendue étant au moins en partie recomprimée dans un étage de compression et recyclée.
    On comprime, par exemple, au moins une fraction gazeuse recyclée en mettant en oeuvre au moins deux étages, le gaz étant refroidi à la sortie de chacun des étages de compression par un milieu ambiant de réfrigération disponible.
    Au cours de l'étape a), on peut aussi refroidir le gaz naturel par vaporisation d'un mélange de réfrigérants, le mélange ainsi obtenu se présente en phase vapeur ou phase gazeuse. Il est ensuite comprimé, condensé par un échange thermique avec le milieu ambiant de réfrigération disponible, détendu et recyclé.
    Le mélange de réfrigérants peut être détendu et vaporisé à au moins deux niveaux de pression.
    Lorsque le gaz naturel comporte des hydrocarbures lourds, on peut séparer les hydrocarbures les plus lourds contenus dans le gaz naturel à liquéfier préalablement à l'étape a) au moyen d'un étape d'adsorption.
    On réalise l'étape a) à une de pression supérieure à la pression critique du méthane et de préférence supérieure à la pression critique du gaz naturel, à liquéfier.
    De préférence, encore, on réalise l'étape a) à une valeur de pression supérieure au cricondenbar du gaz naturel à liquéfier.
    L'étape a) est réalisée à une pression comprise, de préférence, entre 7 et 20 MPa.
    La température que possède le gaz naturel à l'issu de l'étape a) est de préférence, comprise entre 165 et 230 K.
    Pour un gaz naturel comportant des hydrocarbures plus lourds que le méthane, on sépare les hydrocarbures au monis en partie au cours d'une étape préliminaire opérée à une pression inférieure à la pression de l'étape a).
    Le gaz naturel au cours de l'étape a) est détendu jusqu'à une pression telle qu'après détente, une fraction liquide concentrée en hydrocarbures plus lourds que le méthane est produite, ladite fraction liquide étant alors séparée.
    L'étape b) est, par exemple, réalisée par détente dans une turbine dont les éléments sont isolés thermiquement du gaz, au moins un des éléments étant réalisé en un matériau peu conducteur de la chaleur.
    L'étape b) est, par exemple, réalisée par détente dans une turbine ayant un rotor réalisé en matériau composite, peu conducteur de la chaleur.
    Les échanges de chaleur au cours des étapes a) et d) peuvent être effectués en faisant passer le gaz dans des échangeurs opérant à contre-courant.
    On peut réaliser l'échange thermique de l'étape d) en faisant passer le gaz dans un échangeur présentant un écart de température du côté le plus froid de l'échangeur inférieur à 5 K et un écart de température du côté le plus chaud de l'échangeur inférieur à 10 K.
    On peut réaliser la détente au cours de l'étape b) au moyen d'au moins deux turbines successives, le mélange liquide-vapeur provenant de la première détente partielle étant séparé, en une fraction gazeuse et une fraction liquide, ladite fraction gazeuse étant envoyée pour réaliser l'étape d) et ladite fraction liquide résultante étant détendue dans la deuxième turbine, la fraction liquide à l'issue de cette deuxième détente formant une partie du gaz naturel liquéfié produit par le procédé.
    Au moins une partie de la fraction gazeuse provenant de l'étape b) est mis, par exemple, en contact à contre-courant avec la fraction liquide provenant de l'étape e), la fraction liquide résultante étant envoyée à l'étape f) et la fraction gazeuse résultante étant réunie avec la fraction gazeuse provenant de l'étape e) pour former au moins en partie une fraction gazeuse riche en azote qui est évacuée.
    La présente invention concerne aussi un appareil pour la liquéfaction d'un gaz naturel selon le procédé décrit précédemment, comportant un conduit d'arrivée du gaz naturel et de préférence un conduit d'un gaz recyclé, lesdits conduits étant reliés à un dispositif permettant de refroidir le gaz naturel, un conduit permettant le passage d'un fluide de réfrigération, à l'intérieur du dispositif, un conduit de sortie relié au dispositif du gaz naturel refroidi et se présentant sous forme de phase dense, un circuit de compression et de condensation.
    Il est caractérisé en ce que le conduit est séparé en deux sous conduits, ledit premier sous conduit étant relié à un premier dispositif de détente, ledit second sous conduit étant relié directement à un dispositif de réfrigération, comportant un conduit de sortie de la fraction de gaz naturel réfrigérée, ledit conduit étant relié à un moyen de détente, ledit conduit étant relié à un dispositif de détente, lesdits dispositifs de détente étant reliés à un moyen de séparation des fractions de gaz naturels détendus et issus des dispositifs par des conduits respectivement, ledit moyen de séparation étant pourvu d'au moins un conduit d'évacuation de la phase vapeur et d'au moins un conduit d'évacuation du gaz naturel liquéfié.
    Le moyen capable de détendre le gaz naturel sous forme de phase dense est constitué d'au moins une turbine de détente dont au moins un des éléments est réalisé en un matériau peu conducteur de la chaleur.
    Ainsi, la présente invention offre de nombreux avantages par rapport aux procédés habituellement utilisés dans l'art antérieur. En effet, le fait de travailler à une valeur de pression initiale pour le gaz supérieure aux valeurs utilisées par les procédés mentionnés dans l'art antérieur permet de réduire l'énergie nécessaire pour la liquéfaction du gaz naturel.
    De plus, la liquéfaction directe du gaz naturel par détente permet de réduire les surfaces d'échangeurs de chaleur nécessaires et de simplifier le procédé, en réduisant ainsi les coûts d'investissements induites.
    La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaítront clairement à la lecture de quelques exemples, non limitatifs, illustrés par les figures suivantes parmi lesquelles :
    • la figure 1 schématise un exemple de cycle de réfrigération tel que décrit dans l'art antérieur comportant un cycle de préréfrigération,
    • la figure 2 décrit un exemple de cycle de l'art antérieur utilisant un gaz permanent,
    • les figures 3A, 3B et 3C schématisent respectivement le principe de base utilisé selon l'invention, un diagramme pression température des différentes phases pour un gaz naturel, par exemple, et un exemple particulier de réalisation.
    • la figure 4 décrit un exemple de réalisation adaptée à la liquéfaction d'un gaz comportant de l'azote, et séparant partiellement l'azote,
    • la figure 5 décrit un exemple de réalisation pour lequel l'étape de préréfrigération est assurée par un mélange de réfrigérants, et
    • la figure 6 décrit un exemple de réalisation pour la liquéfaction d'un gaz naturel contenant de l'azote, dans lequel une partie de la fraction gazeuse produite par détente est recyclée, et l'étape de réfrigération est effectuée par un mélange de réfrigérants.
    La figure 1 représente un schéma de principe d'un procédé utilisé selon l'art antérieur pour liquéfier un gaz naturel, par exemple.
    Le procédé de liquéfaction comporte un cycle de préréfrigération qui permet de condenser le mélange utilisé dans le cycle de réfrigération principal.
    Le cycle de préréfrigération et le cycle de réfrigération principal utilisent comme fluide réfrigérant un mélange de fluides. Un tel mélange en se vaporisant est susceptible de réfrigérer et de liquéfier le gaz sous pression. Après vaporisation, le mélange est comprimé, condensé en échangeant de la chaleur avec le milieu ambiant, tel que de l'eau ou de l'air, disponible et recyclé.
    Une autre manière de procéder selon l'art antérieur consiste à utiliser un cycle fonctionnant avec un gaz permanent tel que de l'azote. Un tel schéma est décrit dans la figure 2.
    Le gaz naturel arrive sous pression par le conduit 1. Il passe ensuite dans l'échangeur E1 dans lequel il est liquéfié et refroidi . A la sortie de l'échangeur E1, le gaz naturel liquéfié est détendu jusqu'à une valeur de pression voisine de la pression atmosphérique par passage dans une vanne de détente V1 et évacué ensuite par le conduit 2.
    Le refroidissement du gaz naturel est assuré par un gaz permanent circulant dans le cycle de réfrigération constitué d'une turbine T1, d'un conduit 4 reliant la turbine T1 à l'échangeur E1, et d'un conduit 5 permettant le passage du gaz permanent de l'échangeur vers une série de compresseurs et de moyens de refroidissement agencés en cascade K1, C1, K2, C2 par exemple. Ainsi, le gaz permanent circulant dans le cycle de réfrigération est comprimé dans l'étage de compression K1, refroidi par passage dans le moyen de refroidissement C1 puis passe ensuite dans l'étage de compression K2 dans lequel il est comprimé pour être refroidi ensuite par passage dans l'étage de refroidissement C2. Le gaz permanent ainsi comprimé et refroidi, est envoyé par le conduit 3 vers la turbine T1 dans laquelle il subit une détente et d'où il ressort refroidi avant d'être envoyé dans l'échangeur E1 par le conduit 4. Le gaz permanent ainsi réfrigéré refroidit le gaz naturel lors de leur mise en contact dans l'échangeur E1. A la sortie de cet échangeur et après avoir réalisé le refroidissement du gaz naturel, le gaz permanent est envoyé à nouveau et recyclé dans les étages de compression et de refroidissement par le conduit 5.
    Un tel cycle est utilisé pour des unités de petite capacité, notamment du fait de sa simplicité. Il est toutefois reconnu que ses performances sont nettement inférieures à celles d'un cycle utilisant un mélange de réfrigérants. De plus, il implique la recirculation d'un débit très important de gaz réfrigérant.
    On peut remplacer le gaz permanent auxiliaire utilisé comme réfrigérant, tel que de l'azote, par une fraction du gaz à liquéfier exerçant alors la même fonction. Le principe de fonctionnement du cycle représenté sur la figure 2 reste identique au principe décrit précédemment.
    Le principe mis en oeuvre selon l'invention décrite ci-après consiste, à partir d'un gaz naturel en phase dense, à arriver au moins en partie à sa liquéfaction sans transition de phase, c'est-à-dire qu'au moins une partie du processus de liquéfaction s'effectue sans transition de phase au cours de laquelle il y aurait coexistence entre deux phases de natures différentes. Ainsi, tout au long du processus de liquéfaction le passage de la phase dense à la phase liquide s'effectue de manière continue, une transition de phase impliquant un passage discontinu.
    Le procédé repose sur la mise en oeuvre, essentiellement d'au moins deux étapes, la première consistant à amener le gaz naturel en phase dense et la seconde à produire une détente avec fourniture d'énergie mécanique, par exemple une détente sensiblement isentropique, faisant passer le gaz naturel en phase dense en phase liquide.
    Le gaz arrive par le conduit 7 (Fig. 3A) en phase gazeuse, dans un état thermodynamique représenté par le point G1 (Fig.3B), dans un échangeur E2 dans lequel il est pré refroidi à une température donnée, au contact d'un agent de refroidissement provenant d'un cycle de réfrigération R1. Le gaz naturel se présente en sortie de l'échangeur E2, en phase dense, au point G2 (Fig.3B). Il est ensuite transmis de l'échangeur E2 vers la turbine T4 dans laquelle il est détendu par le conduit 15. Après passage dans la turbine T4, il se trouve au moins en partie en phase liquide au point G3. La transformation de la phase dense à la phase liquide s'effectue par détente avec fourniture d'énergie mécanique et sans transition de phase.
    La phase liquide obtenue au point G3 après détente est, par exemple, une phase liquide saturée. Lorsque l'on poursuit l'opération de détente à partir de cette phase liquide saturée, il apparaít une fraction gazeuse ou vapeur qui, après échange thermique peut être recyclée, ou encore utilisée par ailleurs. Elle est, par exemple, employée comme combustible sur le site de l'installation de liquéfaction.
    Le processus est illustré dans un diagramme de coordonnées pression (P) et température (T) représenté sur la figure 3B. Dans ce diagramme, à l'intérieur du domaine diphasique coexistent une phase liquide et une phase gazeuse. A l'extérieur de ce domaine diphasique, on définit trois domaines. Le domaine de la phase gazeuse est délimité par la branche vapeur v (courbe de rosée) du domaine diphasique et l'isentrope s passant par le point critique C. Le domaine de la phase dense est délimité d'une part par l'isentrope s et d'autre part par l'isobare p passant par le point critique C. Le domaine de la phase liquide est délimité d'une part par l'isobare p et par la branche liquide I (courbe de bulle) du domaine diphasique.
    L'évolution suivie par le gaz naturel au cours du processus selon l'invention se déroule de la manière suivante :
    Le gaz naturel à liquéfier se trouve initialement dans un état en phase gazeuse représenté par un point G1 à une température TG1 et à une pression PG1. Il est ensuite refroidi de manière sensiblement isobare de manière à l'amener dans un état en phase dense représenté par le point G2, à une pression et une température respectivement PG2 et TG2. Le passage de G1 à G2 s'effectue, par exemple, de manière continue, sans transition de phase, en passant par le point F1 de l'isentrope p délimitant le domaine de phase gazeuse du domaine de phase dense. Le gaz naturel en phase dense, point G2, est alors détendu de manière sensiblement isentropique pour le faire passer dans un état en phase liquide, et de préférence dans un état en phase liquide saturé représenté par un point G3 se trouvant, par exemple, sur la branche liquide I du domaine diphasique, correspondant à des valeurs de température et de pression TG3 et PG3. La valeur de la pression PG3 est, de préférence, sensiblement égale à celle de la pression atmosphérique. Le passage de l'état représenté par le point G2 à l'état représenté par le point G3 s'effectue en passant par le point F2 de l'isobare p délimitant le domaine de phase dense du domaine de phase liquide, de manière continue sans transition de phase, c'est-à-dire sans coexistence entre deux phases différentes.
    Comme celà a été indiqué précédemment, la détente peut être poursuivie dans le domaine diphasique en générant une fraction vapeur ou gazeuse.
    Dans une version préférée du procédé selon l'invention, la température à l'issue de l'étape de réfrigération précédent l'étape de détente est comprise entre 165 et 230K.
    Il a été découvert que pour opérer dans de telles conditions tout en maintenant la pression au cours de l'étape a) de préférence entre 7 et 20 MPa, il est nécessaire d'admettre une valeur de la fraction gazeuse à l'issue de l'étape de détente supérieure à une valeur minimale, par exemple 20 %.
    La description ci-après du procédé selon l'invention en relation avec la figure 3C illustre l'application du procédé à la liquéfaction d'un gaz naturel.
    Le gaz naturel arrive par une conduite 7 vers un échangeur E2 sous une pression supérieure au moins à la valeur de pression critique du méthane, dans lequel il est refroidi à une température, par exemple comprise entre 165 K et 230 K. Cette étape de pré réfrigération du gaz est assurée, par exemple, par une fraction du gaz naturel prélevé avant son entrée dans un échangeur E2 par une conduite 8 qui transfère cette fraction prélevée à une turbine de détente T2. La fraction prélevée est refroidie au cours de la détente, effectuée et opérée en phase gazeuse dans la turbine T2, elle est ensuite envoyée dans l'échangeur E2 par un conduit 9. La fraction gazeuse prélevée et refroidie joue ainsi le rôle d'agent de refroidissement et permet d'abaisser la température du gaz naturel pénétrant dans l'échangeur E2. Tout réfrigérant externe présentant des caractéristiques permettant de refroidir un gaz peut remplacer la fraction du gaz naturel prélevée et refroidie.
    Le gaz naturel sort ainsi de l'échangeur E2 refroidi en phase "dense" par un conduit 10. Une fraction de cette phase "dense" est envoyée directement par un conduit 11, par exemple, à une turbine de détente T3. A la sortie de la turbine T3, on obtient, par exemple, un mélange composé majoritairement de phase liquide. Le mélange est évacué par un conduit 12, à une pression voisine de la pression atmosphérique, de la turbine T3 vers un ballon séparateur B1 dans lequel les fractions liquide et gazeuse sont séparées. La fraction gazeuse prélevée du ballon B1 est envoyée par un conduit 13 dans un échangeur E3.
    La fraction de gaz naturel refroidi en phase "dense" provenant de l'échangeur E2 qui n'a pas été envoyée à la turbine T3 passe par un conduit 14 dans un échangeur E3 dans laquelle elle est réfrigérée par échange thermique avec la fraction gazeuse arrivant par le conduit 13. Le gaz naturel ainsi réfrigéré sort de l'échangeur E3 à une température plus basse que la température qu'il possède à l'entrée de cet échangeur par exemple à une température voisine de la température de la fraction gazeuse arrivant par le conduit 13. Elle est ensuite envoyée par un conduit 15 à une turbine T4 dans laquelle elle est détendue. A la sortie de la turbine T4, on obtient le mélange majoritaire en phase liquide qui est envoyé par un conduit 16 au ballon séparateur B1. Les deux fractions de phase liquide recueillies dans le ballon B1 forment le gaz naturel liquéfié évacué par un conduit 17.
    En détendant une telle phase dense, c'est-à-dire une phase obtenue après la mise en oeuvre de la première étape selon l'invention, dans une ou plusieurs turbine(s), la réfrigération est poursuivie et on obtient, par exemple, directement à la sortie du dernier étage de détente un mélange contenant une phase liquide majoritaire à une pression voisine de la pression atmosphérique et à une température voisine de la température d'ébullition du méthane (111,66K).
    La fraction gazeuse provenant du ballon séparateur B1, après séparation ainsi qu'il a été mentionné ci-dessus, passe dans l'échangeur E3 par un conduit 13 et est envoyée à l'échangeur E2 par un conduit 18 d'où elle ressort à une température voisine de la température d'entrée du gaz naturel à liquéfier. Elle est alors envoyée à un étage de compression K3 par un conduit 19. A la sortie de l'étage de compression K3, la fraction gazeuse est refroidie par échange thermique avec le milieu ambiant, eau ou air, disponible dans un échangeur C3, puis elle est mélangée avec une fraction gazeuse provenant de la détente à travers la turbine T2 de la partie gazeuse initialement prélevée avant l'échangeur E2, ladite fraction gazeuse venant de l'échangeur E2 par un conduit 20 relié et débouchant dans le conduit 19, par exemple entre l'échangeur C3 et un étage de compression K4. Le mélange gazeux ainsi obtenu est comprimé dans l'étage de compression K4 puis refroidi par échange thermique avec le milieu ambiant, eau ou air disponible. Le mélange gazeux ainsi comprimé et refroidi est recyclé par le conduit 21 et mélangé avec le gaz naturel à liquéfier arrivant par le conduit 7.
    Chacun des étages de compression K3 et K4 peut être avantageusement remplacé par une succession d'étages de compression, le mélange gazeux sortant d'un étage de compression étant refroidi par échange thermique avec le milieu ambiant, eau ou air, disponible, avant d'être envoyé à l'étage suivant de manière à rapprocher la compression opérée d'une compression isotherme effectuée à une température voisine de la température du milieu ambiant, eau ou air, disponible.
    Le procédé selon l'invention met au moins en oeuvre les deux étapes suivantes :
  • 1) au cours d'une première étape a) le gaz naturel est refroidi à une pression au moins supérieure à la pression critique du méthane et à une température telle que le gaz naturel se présente en phase dense à la fin de cette étape de refroidissement,
  • 2) on détend et on liquéfie au moins en partie une fraction de la phase dense provenant de l'étape a) à travers un dispositif adapté à diminuer la pression du gaz naturel, tel qu'une turbine, selon une détente avec fourniture d'énergie mécanique, le passage de l'état en phase dense à un état en phase liquide s'effectuant sans transition de phase.
    • Lorsque l'opération de détente se poursuit jusqu'à l'apparition d'une fraction gazeuse, le procédé inclut par exemple, les étapes suivantes :
  • 3) on sépare la fraction gazeuse et la fraction liquide résultant de l'étape b) au cours d'une étape c),
  • 4) la fraction gazeuse résultant de l'étape c) est échangée thermiquement avec une fraction non détendue du gaz naturel au cours d'une étape d), ladite fraction non détendue, est détendue à l'issue de cette opération d'échange thermique au cours d'une étape e) en formant un mélange liquide-vapeur qui est séparé en une fraction liquide et une fraction gazeuse,
  • 5) les fractions liquides provenant des étapes c) et e) sont réunies au cours d'une étape f) pour former le gaz naturel liquéfié, et
  • 6) les fractions gazeuses provenant des étapes d) et e) sont au moins en partie recomprimées et recyclées à l'étape a).
    • Lorsque le gaz naturel contient des hydrocarbures plus lourds que le méthane, la pression critique du mélange formant le gaz naturel est supérieure à la pression critique du méthane. Dans ce cas, la pression à laquelle est effectuée l'étape a) est de préférence supérieure à la pression critique dudit mélange.
    La pression à laquelle est effectuée l'étape a) est également, de préférence, supérieure au cricondenbar défini pour un mélange comme étant la pression au-dessus de laquelle deux phases ne peuvent coexister.
    Dans le cas illustré par la figure 3C, la fraction de gaz naturel en phase "dense" qui n'est pas détendue dans la turbine T3 est refroidie dans l'échangeur E3 jusqu'à une température proche de la température finale du gaz naturel liquéfié produit.
    La fraction de gaz naturel détendue dans la turbine de détente T3 représente une fraction majoritaire du gaz naturel présent à l'entrée, cette fraction étant de préférence supérieure aux deux tiers du gaz naturel présent à l'entrée de l'échangeur E3 et arrivant par le conduit 10.
    Le travail de détente utilisé pour détendre le gaz naturel est, par exemple, récupéré dans les turbines T3 et T4 et utilisé, par exemple, pour entraíner les étages de compression K3 et K4 et/ou, dans le cas du schéma des figures 5 et 6, les étages de compression K5 et K6. Le complément d'énergie mécanique éventuellement nécessaire est fourni, par exemple, par une turbine à vapeur ou, de préférence, par une turbine à gaz.
    Il peut être avantageux de placer sur un même arbre deux ou plusieurs étages de compression ainsi que deux ou plusieurs turbines.
    En augmentant le niveau de pression auquel est réalisée l'étape a), il est possible de réduire le complément d'énergie mécanique nécessaire pour liquéfier le gaz naturel.
    Le procédé selon l'invention est d'autant plus avantageux que la pression à laquelle on effectue l'étape a) est élevée. La pression utilisée doit être au moins égale à la pression critique du méthane (4,6 MPa) et, de préférence, supérieure au cricondenbar du mélange qui constitue le gaz naturel à liquéfier. Elle se situe, avantageusement dans un intervalle compris par exemple entre 7 et 20 MPa.
    En abaissant la température à l'issue de l'étape a), on réduit la quantité de phase gazeuse recyclée à l'issue de la détente opérée au cours de l'étape c). Comme cela a été indiqué précédemment, la température est, de préférence, comprise entre 165 K et 230K.
    Lorsque le gaz naturel contient des hydrocarbures plus lourds que le méthane, ces hydrocarbures sont, par exemple, au moins en partie séparés du gaz naturel avant l'opération de liquéfaction, notamment pour éviter tout risque de cristallisation au cours de la liquéfaction.
    Dans le cas où la pression est supérieure au cricondenbar, les hydrocarbures plus lourds que le méthane ne peuvent pas être condensés par réfrigération. Il a été découvert que, dans ce cas, ils sont avantageusement séparés par une étape d'adsorption sur un adsorbant constitué par exemple par une alumine, une zéolithe ou un charbon actif.
    L'adsorbant est mis en oeuvre, par exemple, dans au moins deux lits fixes opérant en parallèle. Un lit opère, par exemple, en adsorption pendant qu'un autre lit opère en désorption. La désorption est réalisée, par exemple, par diminution de la pression et/ou augmentation de la température. Les hydrocarbures plus lourds que le méthane qui doivent être séparés, se fixent sur l'adsorbant au cours de l'étape d'adsorption, puis ils sont séparés au cours de l'étape de désorption.
    Une autre manière de procéder lorsque le gaz naturel comporte des hydrocarbures lourds, consiste, au cours de l'étape a) à refroidir le gaz naturel à une température telle qu'à l'issue d'une détente sensiblement isentropique ayant amené le gaz à une pression inférieure au cricondenbar du mélange, il se forme une phase liquide par condensation rétrograde. Le mélange détendu est ensuite refroidi à une pression sensiblement constante. La phase liquide comprenant les hydrocarbures plus lourds que le méthane, à séparer, est alors prélevée à l'issue de l'opération de détente et/ou au cours du refroidissement ultérieur du mélange opéré à une pression sensiblement constante.
    Lorsque le gaz naturel comporte des hydrocarbures plus lourds que le méthane, il est également possible de séparer ces hydrocarbures au cours d'une étape préalable effectuée à une pression inférieure à la pression à laquelle on réalise l'étape a). Dans ce cas, si la pression au cours de ladite étape préalable est inférieure au cricondenbar, les hydrocarbures plus lourds que le méthane peuvent être séparés par différents moyens connus tels que des moyens de condensation, distillation et/ou adsorption dans un solvant, par exemple, à une température inférieure à la température ambiante.
    A l'issue de cette étape préalable, le gaz peut être comprimé, au moyen d'une étape de compression réalisée dans des conditions aussi proches que possible que celles d'une compression isotherme au moyen d'étages de compression alternant avec des étages de refroidissement, le refroidissement étant opéré à l'aide d'un fluide de refroidissement, eau ou air disponible, par exemple sur le site de liquéfaction.
    De manière générale, une telle étape de compression préalable est prévue lorsque la pression du gaz à liquéfier est insuffisante pour effectuer l'étape a) dans des conditions satisfaisantes.
    En particulier, une telle étape de compression peut devenir nécessaire lorsque la pression du gaz en tête du puits devient trop faible, par exemple, à l'issue d'une période d'exploitation du gisement de gaz naturel.
    Dans le cas où le gaz naturel à liquéfier contient de l'azote, et lorsque cela s'avère nécessaire, il est possible de séparer au moins en partie cet azote.
    On procède par exemple de la façon suivante :
    Il a été découvert qu'il est possible d'obtenir à l'issue de la détente opérée au cours de l'étape b) une phase gazeuse concentrée en azote et, de séparer ainsi au moins une fraction de l'azote contenue dans le gaz naturel à liquéfier sans avoir à liquéfier cette fraction d'azote, en mélange avec le gaz naturel. En effet, liquéfier le gaz naturel en présence de cette fraction d'azote est doublement pénalisant puisque la présence de cette fraction d'azote rend l'opération de liquéfaction plus difficile et qu'ensuite, cette fraction d'azote doit être séparé de la phase liquide obtenue, par exemple par un processus de distillation.
    Le procédé dans ce cas est réalisé, par exemple selon le schéma de principe représenté sur la figure 4.
    Le gaz naturel est envoyé dans l'échangeur E2 par le conduit 7. A l'issue de l'étape de refroidissement dans l'échangeur E2, le gaz naturel sort sous une forme de phase "dense". La fraction de cette phase "dense" peut être détendue directement, par au moins deux étapes de détente successives décrites ci-après.
    Une première fraction de la phase dense est envoyée par le conduit 11 de la sortie de l'échangeur E2 vers une turbine T31 dans laquelle elle est détendue. A l'issue de cette première étape de détente, le mélange obtenu par détente est évacué par un conduit 30 de la turbine T31 vers un ballon séparateur B2 dans lequel les fractions liquide et gazeuse du mélange sont séparées. La fraction gazeuse est, par exemple, envoyée ou recyclée par un conduit 31 dans l'échangeur E3.
    La fraction liquide séparée dans le ballon séparateur B2 est appauvrie en azote, puis évacuée par un conduit 32 vers une turbine T32 où elle est détendue et d'où elle ressort sous la forme d'un mélange liquide-vapeur. A la sortie de la turbine T32, ce mélange liquide-vapeur obtenu est envoyé à la base ou partie inférieure d'un contacteur S1 par une conduite 35.
    La fraction de gaz naturel refroidi en phase dense provenant de l'échangeur E2 et non dérivée vers la turbine T31 est envoyée par un conduit 14 vers l'échangeur E3. Elle est réfrigérée dans cet échangeur par échange thermique avec la fraction gazeuse provenant du conduit 31. En sortie d'échangeur E3, la fraction en phase dense est à une température inférieure à sa température initiale d'entrée dans l'échangeur E3, sensiblement voisine de la température de la fraction gazeuse arrivant par le conduit 31. Cette fraction en phase dense issue de l'échangeur E3 est envoyée par un conduit 15, dans une turbine T4, dans laquelle elle est détendue. Le mélange liquide-vapeur, composé en majorité de phase liquide obtenu après détente à la sortie de la turbine T4 est envoyé en tête du contacteur S1, partie supérieure du contacteur, par un conduit 36. La phase liquide sortant de la turbine T4 est relativement concentrée en azote. Dans le contacteur S1, elle est contactée à contre-courant avec la fraction gazeuse arrivant à la base du contacteur S1 par le conduit 35 dont la composition est proche de l'équilibre avec une phase liquide relativement pauvre en azote. Dans le contacteur S1, la phase liquide qui descend s'appauvrit en azote et la phase gazeuse qui monte s'enrichit en azote. Il est ainsi possible d'obtenir, à la base du contacteur S1, une fraction liquide relativement pauvre en azote et en tête du contacteur S1 une fraction gazeuse relativement riche en azote. La fraction liquide recueillie à la base du contacteur S1 forme le gaz naturel liquéfié évacué par un conduit 38. La fraction gazeuse recueillie en tête du contacteur S1 forme la fraction gazeuse concentrée en azote qui est séparée du gaz naturel.
    Cette fraction gazeuse concentrée en azote est évacuée par un conduit 34 et envoyée à un échangeur E4 d'où elle ressort par un conduit 37. Dans l'échangeur E4, la fraction gazeuse concentrée en azote est réchauffée par échange thermique avec une fraction du gaz naturel dérivée du gaz naturel introduit arrivant par un conduit 33 reliant directement le conduit d'introduction 7 du gaz naturel à l'échangeur E4.
    Cette fraction du gaz naturel dérivée directement du conduit d'introduction 7 est refroidie dans l'échangeur E4, puis détendue à travers une vanne de détente V3 située sur le conduit 36 reliant l'échangeur E4 au contacteur S1. La fraction de gaz naturel dérivée et détendue est ensuite mélangée avec le mélange liquide-vapeur provenant de la turbine T4, et envoyée au contacteur S1, le mélange des deux fractions liquide vapeur s'effectuant au niveau du conduit 36.
    Il est également possible d'envoyer la fraction gazeuse sortant en tête du contacteur S1 aux échangeurs de chaleur E3 et E2, qui doivent dans ce cas, comporter des moyens d'échange complémentaires.
    Le contacteur S1 est formé par exemple d'un élément de colonne à garnissage ou de colonne à plateaux. Le nombre d'étages théoriques du contacteur S1 est par exemple de 3 ou de 4.
    Un exemple de fonctionnement du procédé selon l'invention est présenté par la suite.
    Pour un gaz naturel à liquéfier disponible à une valeur de température de 308 K, ayant une valeur de pression de 150 bars et contenant 7,7 % masse d'azote :
    Une première fraction f1 de ce gaz naturel est refroidie par les échangeurs E2 et E3 jusqu'à une température de 122 K. Le gaz naturel se trouve ainsi en sortie de l'échangeur E3 dans un état en phase "dense". Il est ensuite liquéfié au moins partiellement par une détente dans la turbine T4, par exemple, à pression atmosphérique puis est introduit par le conduit 16 en tête du contacteur S1.
    Une deuxième fraction f2 prélevée en amont de l'échangeur E2 est refroidie jusqu'à 185 K par une détente sensiblement isentropique dans la turbine T2 jusqu'au voisinage de sa pression de rosée. Cette fraction refroidie et détendue est ensuite introduite par le conduit 9 dans l'échangeur E2 où elle se réchauffe à contre courant avec la première fraction f1. A l'issue de cet échange, la fraction f2 passe dans un train de compresseurs réfrigérés par le milieu ambiant K4, C4, dans laquelle elle est comprimée et refroidie, puis est mélangée au gaz naturel à liquéfier introduit par le conduit 7.
    En sortie de l'échangeur E2, une troisième fraction f3 est prélevée et refroidie, par exemple, jusqu'à 117 K par une détente sensiblement isentropique dans une turbine T31. La fraction gazeuse est séparée du mélange gaz/liquide obtenue par détente de la fraction f3 dans le ballon B2, et introduite par le conduit 31 dans l'échangeur E3, puis par le conduit 18 dans l'échangeur E2 où elle se réchauffe à contre courant avec la première fraction f1. A l'issue de ce réchauffement, la fraction f3 passe dans un train de compresseurs K3, C3, réfrigérés, par exemple, par le milieu ambiant puis est mélangée à la deuxième fraction f2 en amont du train de compresseurs K4, C4 réfrigérés eux aussi, par exemple, par le milieu ambiant.
    La fraction liquide provenant du ballon B2 est détendue par passage dans la turbine T32 à pression atmosphérique et introduite dans la partie inférieure, par exemple, au fond du contacteur S1. Au contact du liquide situé dans la partie supérieure du contacteur, riche en azote (6,7 % masse), la fraction vapeur ou fraction gazeuse s'enrichit en azote. A la sorite du contacteur S1, la fraction vapeur contient 66 % en masse d'azote et le gaz naturel liquéfié 1,3 % en masse d'azote. Cette fraction vapeur est réchauffée jusqu'à la température ambiante par une fraction f4 du gaz naturel à traiter, est introduite en tête du contacteur avant d'être rejetée..
    Les fractions f1, f2, f3 et f4 sont choisies de telle sorte que les approches thermiques aux échangeurs soient minimales.
    Les pertes en méthane dans le gaz purgé sont de 3,5 %.
    La détente effectuée au cours de l'étape b) s'accompagne d'une variation importante de température qui est, par exemple, supérieure à 50°C. Dans le cas où la détente est réalisée dans deux ou plusieurs turbines successives, il en résulte un écart relativement important entre les températures d'entrée et de sortie pour chaque turbine. En outre, la détente est opérée en phase "dense" ou liquide. Les échanges thermiques entre le fluide en cours de détente et les éléments de la turbine peuvent, dans ces conditions, réduire l'efficacité de la détente.
    Il a été découvert qu'il est avantageux de réaliser la détente dans une turbine dont les éléments sont réalisés en matériaux peu conducteurs de la chaleur. Ils sont ainsi isolés thermiquement du gaz naturel.
    Ces éléments peuvent être des composants métalliques revêtus d'une couche thermiquement isolante. Ces éléments, et notamment le rotor, peuvent également être réalisés en un matériau composite faiblement conducteur de la chaleur.
    Les échanges de chaleur réalisés au cours des étapes a) et d) sont effectués dans des échangeurs de chaleur opérant à contre-courant. Ces échangeurs de chaleur sont, par exemple, des échangeurs à passes multiples et sont, de préférence, constitués par des échangeurs à plaques. Ces échangeurs à plaques peuvent être, par exemple, des échangeurs en aluminium brasé. Il est également possible d'utiliser des échangeurs en acier inoxydable dont les plaques sont soudées entre elles.
    Les canaux dans lesquels circulent les fluides participant à l'échange de chaleur peuvent être obtenus par différents moyens en disposant entre les plaques des plaques intercalaires ondulées, en formant les plaques, par exemple par explosion, en rainurant les plaques, par exemple par gravure chimique.
    Il est également possible d'utiliser des échangeurs bobinés. L'échange de chaleur effectué au cours de l'étape e) est alors effectué avec un écart de température du côté le plus froid de l'échangeur de préférence inférieur à 5K et un écart de température du côté le plus chaud de l'échangeur de préférence inférieur à 10K.
    Il est également possible, dans le cadre de l'invention, d'effectuer l'étape a) de réfrigération au moyen d'un cycle extérieur opérant avec un mélange de réfrigérants. Le principe de fonctionnement du procédé dans ce cas est illustré, par exemple sur la figure 5.
    La première étape de réfrigération du gaz naturel est alors réalisée dans l'échangeur E2, tel qu'un échangeur à plaques, non par un échange thermique avec une fraction gazeuse réfrigérée par détente comme il est décrit précédemment, mais. avec un mélange de réfrigérants qui se vaporise dans l'échangeur E2.
    Le mélange de réfrigérants provient du cycle A comportant, par exemple, un ensemble de conduites, de compresseurs, d'échangeurs et de vannes tel que décrit ci-après.
    Le mélange de réfrigérants est vaporisé à deux niveaux de pression qui peuvent être successifs pour élargir l'intervalle de température pour lequel s'effectue la réfrigération.
    Ce mélange est, par exemple, introduit dans l'échangeur E2 par un conduit 27 qui se sépare en deux conduits 27a et 27b. Une première partie du mélange de réfrigérants en phase liquide est d'abord évacué par un conduit 23 prolongeant le conduit 27a de l'échangeur E2 vers une première vanne V20 de détente, dans laquelle il est vaporisé, par exemple, à une température comprise entre 238 et 303K, repasse par l'échangeur E2 et ressort sous forme gazeuse ou vapeur pour être envoyé à un compresseur K6 par un conduit 24.
    Une seconde partie du mélange passe par le sous conduit 27b, puis est évacué de l'échangeur E2 vers une vanne V30 située sur un conduit 25 prolongeant le sous conduit 27b. Le mélange est détendu par la vanne V30 jusqu'à une pression proche de la pression atmosphérique et vaporisé, par exemple, à une température comprise entre 173 et 238K. La phase vapeur ainsi obtenue est envoyée de l'échangeur E2 vers l'entrée d'un compresseur K5, puis refroidit dans un échangeur C5 situé après le compresseur K5 et mélangée avec la fraction vapeur arrivant par le conduit 24. Le mélange en phase vapeur ainsi obtenu est ensuite comprimé dans le compresseur K6, refroidi et condensé par passage dans un échangeur C6 avant d'être envoyé par le conduit 27 dans l'échangeur E2, où il est sous-refroidi avant d'être détendu et vaporisé.
    Le gaz naturel arrive par le conduit 7 et sort refroidi de l'échangeur E2 par un conduit 11, il possède en sortie d'échangeur E2 une température voisine, par exemple, de 178K sous forme de mélange. La majeure partie de ce mélange passe à travers une turbine T3 dans laquelle il est détendu et d'où il ressort sous forme d'un mélange liquide-vapeur qui est ensuite envoyé par un conduit 12 à la base d'un contacteur S1.
    L'autre partie du gaz naturel ayant traversé la turbine T3 passe directement de l'échangeur E2 vers un échangeur à plaques E3 par un conduit 14 dans lequel elle est refroidie par exemple par échange avec la fraction en phase vapeur provenant du contacteur S1 par un conduit 13, jusqu'à une température proche de la température finale du gaz naturel liquéfié produit.
    La fraction gazeuse refroidie dans l'échangeur E3 sort de cet échangeur par un conduit 15 et détendue à travers une vanne de détente V4. La fraction liquide obtenue par détente est envoyée en tête du contacteur S1.
    A l'intérieur du contacteur S1, cette phase liquide s'appauvrit en azote, alors que la fraction en phase vapeur introduite en bas du contacteur S1 remonte dans le contacteur, s'enrichit en azote. La fraction en phase vapeur qui sort du contacteur S1 est ainsi chargée en azote, ce qui permet d'évacuer ainsi la majeure partie de l'azote contenue initialement dans le gaz naturel.
    La fraction gazeuse riche en azote passe dans l'échangeur E3, puis par l'intermédiaire du conduit 18 dans l'échangeur E2 d'où elle ressort par un conduit 19.
    Le gaz naturel liquéfié résultant de la fraction liquide appauvrie en azote est extrait dans la partie inférieure du contacteur S1.
    Le contacteur S1 peut être constitué par exemple par une colonne à plateaux ou une colonne à garnissage. Dans le cas d'une colonne à garnissage, le garnissage peut être avantageusement de type "structuré".
    Différentes modifications du schéma présenté sur la figure 5 à titre d'exemple de réalisation peuvent être considérées en restant dans le cadre de l'invention.
    Il est notamment possible au cours de l'étape de réfrigération réalisée dans l'échangeur E2 de modifier le nombre de niveaux de pression auxquels le mélange en phase liquide est détendu. Dans le schéma représenté sur la figure 5, ce nombre est de deux, mais il peut être réduit à un ou au contraire être fixé à trois ou plus. En augmentant le nombre de niveaux de pression de détente, on réduit, par exemple, la puissance de compression nécessaire, mais on augmente la complexité de l'installation. Le choix du nombre de niveaux de pression de détente résulte par conséquent d'une optimisation technicoéconomique.
    Les vannes de détente V20, V30 et V4 peuvent être remplacées en totalité ou en partie par des turbines de détente motrices.
    Les échangeurs E2 et E3 peuvent être réalisés avec des matériaux et/ou des modes d'assemblages différents. Il est également possible de réaliser l'ensemble des échanges thermiques dans un échangeur à plaque unique.
    Les compresseurs K5 et K6 peuvent comporter chacun une série d'étages. Entre deux étages successifs, il est possible de prévoir une étape de refroidissement intermédiaire.
    La fraction gazeuse à basse pression évacuée par le conduit 19 peut être au moins en partie recomprimée et recyclée. Il est clair toutefois que si la fraction gazeuse ainsi obtenue peut être utilisée à basse pression, sans être recyclée, il est possible de réduire sensiblement les coûts d'investissement et les frais opératoires nécessaires.
    Lorsque le gaz naturel contient de l'azote, il est avantageux de recycler une fraction gazeuse relativement pauvre en azote et d'évacuer une fraction gazeuse relativement riche en azote. On peut dans ce cas opérer, par exemple, selon le schéma représenté sur la figure 6.
    Dans la disposition schématisée sur la figure 6, le gaz naturel sortant de l'échangeur E2 par le conduit 11 subit une première détente dans la turbine T31. A la sortie de la turbine T31, une fraction liquide est recueillie par un ballon B3 puis évacuée par le conduit 42 situé de préférence dans la partie inférieure de ce ballon vers une turbine T32 où il subit une deuxième détente. On recueille également dans la partie supérieure du ballon une fraction gazeuse relativement riche en azote envoyée par un conduit 40 dans une turbine T4 où elle est détendue avant d'être envoyée dans le contacteur S1, de préférence dans sa partie inférieure. A la sortie de la turbine T32, le mélange détendu obtenu est évacué par un conduit 43 et séparé dans un ballon 84 en une fraction liquide appauvrie en azote qui est évacuée par un conduit 45 situé dans la partie inférieure du ballon B, de préférence, et qui constitue une partie du gaz naturel liquéfié produit et une fraction gazeuse prélevée en partie supérieure du ballon relativement pauvre en azote envoyée par un conduit 44 à l'échangeur E3, puis par le conduit 18 à l'échangeur E2 d'où elle ressort par le conduit 19. Le conduit 19 est relié à un compresseur K3 qui recomprime, par exemple, ladite fraction gazeuse relativement pauvre en azote avant son passage dans un échangeur C3 où elle est refroidie avec le fluide de refroidissement, qui peut être de l'eau ou de l'air. Le compresseur K3 comporte, de préférence, plusieurs étages de compression entre lesquels sont placés par exemple des étages de refroidissement.
    Le gaz naturel sous pression sortant de l'échangeur E3 par le conduit 15 est, par exemple, détendu dans une vanne de détente V11 avant d'être envoyé en tête du contacteur S1.
    La fraction gazeuse enrichie en azote par son passage ascendant au contact de la phase liquide dans le contacteur S1, sort du contacteur par un conduit 46, est envoyée dans un échangeur E4 d'où elle peut être partiellement recyclée par le conduit 51. La fraction non recyclée est évacuée par le conduit 49. Par le conduit 47 arrive dans l'échangeur E4 une fraction du gaz naturel sous pression qui est refroidie dans l'échangeur E4 et ressort par le conduit 48 à une température proche de la température finale du GNL produit. Ladite fraction est alors détendue à travers la vanne V10 et envoyée en tête du contacteur S1.
    A la base du contacteur S1, on recueille une fraction liquide qui est mélangée avec la fraction liquide arrivant par le conduit 45 pour former le gaz naturel liquéfié produit, qui est évacué par le conduit 50.
    On peut sans sortir de l'invention utiliser à la place d'une turbine un autre équipement permettant de réaliser une détente avec fourniture d'énergie mécanique.

    Claims (24)

    1. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel, comportant en combinaison les étapes suivantes :
      a) on refroidit le gaz naturel à une pression au moins supérieure ou égale à la pression critique du méthane et à une température telle que ledit gaz naturel se présente en phase dense à l'issue de cette étape de refroidissement, et on mélange ledit gaz alternativement avec une fraction gazeuse recyclée,
      a) on sépare le gaz naturel refroidi en phase dense en deux fractions, une première fraction majoritaire (11) et une deuxième fraction restante (14),
      b) on détend et on liquéfie la première fraction majoritaire provenant de l'étape a) à travers un dispositif (T3) adapté à diminuer la pression du gaz naturel selon une détente avec fourniture d'énergie mécanique, de façon à obtenir à l'issue de cette étape b) une fraction liquide et une fraction gazeuse,
      c) on sépare (B1) la fraction liquide et la fraction gazeuse (13) obtenues au cours de l'étape b),
      d) la fraction gazeuse (13) résultant de l'étape c) est échangée thermiquement (E3) avec la deuxième fraction restante (14) non détendue du gaz naturel, ladite fraction non détendue et refroidie à l'issue de cette opération est détendue à travers un dispositif de détente (T4) en formant un mélange liquide-vapeur qui est séparé (B1) en une fraction liquide et une fraction gazeuse,
      e) on réunit les fractions liquides provenant des étapes c) et d) pour former le gaz naturel liquéfié, et
      f) les fractions gazeuses provenant des étapes c) et d) à l'étape a) sont au moins en partie recomprimées et recyclées, formant ainsi ladite fraction de gaz recyclée à l'étape a) et les fractions non recyclées sont évacuées.
    2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la première fraction majoritaire détendue (11) est de préférence supérieure aux deux tiers du gaz naturel en phase dense issu de l'étape a).
    3. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon la revendication 2, caractérisé en ce que, la détente sur la phase liquide obtenue au cours de l'étape b) étant poursuivie jusqu'à l'apparition d'une fraction gazeuse, l'on procède aux étapes suivantes :
      on sépare la fraction liquide et la fraction gazeuse au cours de l'étape c),
      la fraction gazeuse résultant de l'étape c) est échangée thermiquement avec une fraction non détendue du gaz naturel au cours de l'étape d), ladite fraction non détendue étant détendue à l'issue de cette opération d'échange thermique au cours de l'étape e) en formant un mélange liquide-vapeur qui est séparé en une fraction liquide et une fraction gazeuse,
      on réunit les fractions liquides provenant des étapes c) et e) pour former le gaz naturel liquéfié, et
      on recomprime et on recycle au moins en partie les fractions gazeuses provenant des étapes c) et e) à l'étape a).
    4. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 3, caractérisé en ce que l'on utilise une turbine comme dispositif pour détendre le gaz naturel de l'état en phase dense vers l'état en phase liquide.
    5. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 4, caractérisé en ce qu'au cours de l'étape a), on refroidit le gaz naturel par échange thermique en utilisant une fraction gazeuse provenant dudit gaz naturel, ladite fraction gazeuse étant détendue dans une turbine (T2), ladite fraction gazeuse détendue étant au moins en partie recomprimée dans un étage de compression et recyclée.
    6. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 5, caractérisé en ce qu'on comprime au moins une fraction gazeuse recyclée en mettant en oeuvre au moins deux étages, le gaz étant refroidi à la sortie de chacun des étages de compression par un milieu ambiant de réfrigération disponible.
    7. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 6, caractérisé en ce qu'au cours de l'étape a), on refroidit le gaz naturel par vaporisation d'un mélange de réfrigérants.
    8. Procédé selon la revendication 7, caractérisé en ce que le mélange de réfrigérants est détendu et vaporisé à au moins deux niveaux différents de pression.
    9. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 8, caractérisé en ce que le gaz naturel comportant des hydrocarbures lourds, on sépare les hydrocarbures les plus lourds contenus dans le gaz naturel à liquéfier au moyen d'une étape d'adsorption préalablement à l'étape a).
    10. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 9, caractérisé en ce que l'on réalise l'étape a) à une pression supérieure à la pression critique du gaz naturel, à liquéfier.
    11. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon la revendication 10, caractérisé en ce que l'on réalise l'étape a) à une pression supérieure au cricondenbar du gaz naturel à liquéfier.
    12. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon les revendications 10 et 11, caractérisé en ce que l'on réalise l'étape a) à une pression comprise entre 7 et 20 MPa.
    13. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 10, caractérisé en ce que la température du gaz naturel à l'issue de l'étape a) est comprise entre 165K et 230 K.
    14. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon la revendication 3, caractérisé en ce que la fraction gazeuse obtenue à l'issue de l'étape b) est supérieure ou égale à 20%.
    15. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 10, caractérisé en ce que le gaz naturel comportant des hydrocarbures plus lourds que le méthane, on sépare ces hydrocarbures au moins en partie au cours d'une étape préliminaire opérée à une pression inférieure à la pression de l'étape a).
    16. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 10 et 13 à 15, caractérisé en ce que l'on refroidit le gaz naturel au cours de l'étape a) jusqu'à une température telle qu'après détente une fraction liquide concentrée en hydrocarbures plus lourds que le méthane est produite, ladite fraction liquide étant alors séparée.
    17. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 10 et 13, caractérisé en ce que l'étape b) est réalisée par détente dans une turbine dont au moins un des éléments est réalisé en un matériau peu conducteur de la chaleur.
    18. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon la revendication 17, caractérisé en ce que le rotor de la turbine est réalisé en matériau composite peu conducteur de la chaleur.
    19. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 10 et 13 et 17, caractérisé en ce que les échanges de chaleur au cours des étapes a) et d) sont réalisés dans des échangeurs opérant à contre-courant.
    20. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 10 et 13 et 17, caractérisé en ce que l'on effectue l'échange thermique de l'étape d) en faisant passer le gaz naturel dans un échangeur présentant un écart de température du côté le plus froid de l'échangeur inférieur à 5K et un écart de température du côté le plus chaud de l'échangeur inférieur à 10K.
    21. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 10 et 13 et 17, caractérisé en ce que l'on réalise la détente au cours de l'étape b) au moyen d'au moins deux turbines successives, le mélange liquide-vapeur provenant de la première détente partielle étant séparé en une fraction gazeuse et une fraction liquide, ladite fraction gazeuse étant envoyée pour réaliser l'étape d) et ladite fraction liquide résultante étant détendue dans la deuxième turbine, la fraction liquide à l'issue de cette deuxième détente formant une partie du gaz naturel liquéfié produit par le procédé.
    22. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 10 et 13 et 17, caractérisé en ce que, au moins une partie de la fraction gazeuse provenant de l'étape b) est mise en contact à contre-courant avec la fraction liquide provenant de l'étape e), la fraction liquide résultante étant réunie avec la fraction liquide provenant de l'étape b) pour former le gaz naturel liquéfié et la fraction gazeuse résultante étant réunie avec la fraction gazeuse provenant de l'étape e) pour former au moins en partie une fraction gazeuse riche en azote qui est évacuée.
    23. Appareil pour la liquéfaction d'un gaz naturel selon le procédé présentant les caractéristiques selon l'une des revendications précédentes comportant un conduit (7) d'arrivée du gaz naturel et de préférence un conduit (21) d'un gaz recyclé, lesdits conduits étant reliés à un dispositif (E2) permettant de refroidir le gaz naturel, un conduit permettant le passage d'un fluide de réfrigération (9), à l'intérieur du dispositif (E2), un conduit de sortie (10) relié au dispositif (E2) du gaz naturel refroidi et se présentant sous forme de phase dense, un circuit de compression et de condensation (K3, C3,...), caractérisé en ce que le conduit 10 est séparé en deux sous conduits (11, 14), ledit premier sous conduit (11) étant relié à un premier dispositif de détente (T3), ledit second sous conduit (14) étant relié directement à un dispositif de réfrigération (E3), comportant un conduit de sortie (15) de la fraction de gaz naturel réfrigérée, ledit conduit (15) étant relié à un second dispositif de détente (T4), lesdits dispositifs de détente (T3, T4) étant reliés à un moyen de séparation (B1) des fractions de gaz naturels détendus et issus des dispositifs de détente (T3, T4) par des conduits respectivement (12, 16), ledit moyen de séparation (B1) étant pourvu d'au moins un conduit (13) d'évacuation de la phase vapeur et d'au moins un conduit (17) d'évacuation du gaz naturel liquéfié.
    24. Appareil de liquéfaction d'un gaz naturel selon la revendication 23, caractérisé en ce que lesdits dispositifs de détente sont constitués d'au moins une turbine de détente dont au moins un des éléments est réalisé en un matériau peu conducteur de la chaleur.
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