EP1352203A1 - Procede de refrigeration de gaz liquefie et installation mettant en oeuvre celui-ci - Google Patents

Procede de refrigeration de gaz liquefie et installation mettant en oeuvre celui-ci

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EP1352203A1
EP1352203A1 EP01271522A EP01271522A EP1352203A1 EP 1352203 A1 EP1352203 A1 EP 1352203A1 EP 01271522 A EP01271522 A EP 01271522A EP 01271522 A EP01271522 A EP 01271522A EP 1352203 A1 EP1352203 A1 EP 1352203A1
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natural gas
liquefied natural
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    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/62—Separating low boiling components, e.g. He, H2, N2, Air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/30—Dynamic liquid or hydraulic expansion with extraction of work, e.g. single phase or two-phase turbine
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
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    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/40—Expansion without extracting work, i.e. isenthalpic throttling, e.g. JT valve, regulating valve or venturi, or isentropic nozzle, e.g. Laval
    • 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
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    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/04—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/12—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
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    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/18—External refrigeration with incorporated cascade 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
    • F25J2270/42—Quasi-closed internal or closed external nitrogen refrigeration cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/60—Closed external refrigeration cycle with single component refrigerant [SCR], e.g. C1-, C2- or C3-hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/66—Closed external refrigeration cycle with multi component refrigerant [MCR], e.g. mixture of hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/02—Control in general, load changes, different modes ("runs"), measurements
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/80—Retrofitting, revamping or debottlenecking of existing plant

Definitions

  • the present invention relates, in general and according to a first of its aspects, the gas industry, and in particular a process for refrigeration of pressurized gases containing methane and C2 hydrocarbons
  • the invention relates, according to its first aspect, to a method of refrigerating a liquefied natural gas under pressure containing methane and C2 and higher hydrocarbons, comprising a
  • the combustible gas obtained by this process is enriched in nitrogen, while the refrigerated liquefied natural gas is depleted in nitrogen.
  • Natural gas liquefaction plants have well-defined technical characteristics and limitations imposed by the capacity of the production elements constituting them. Consequently, a liquefied natural gas production installation is limited by its maximum production capacity, under the usual operating conditions. The only solution to increase production is to build a new production unit.
  • LNG liquefied natural gas
  • a first object of the invention is to propose a process, moreover in accordance with the generic definition given by the preamble above, which allows the increase of the capacity of an LNG production unit. , without resorting to the construction of another LNG production unit, which is essentially characterized in that it comprises a second stage (II) in which (Ha) the second compressed fraction is compressed in a second compressor coupled to an expansion turbine to provide a third compressed fraction, in which (Ilb) the third compressed fraction is cooled and then separated into a fourth compressed fraction and a fifth compressed fraction, in which (Ile) the fourth compressed fraction is cooled and expanded in the expansion turbine coupled to the second compressor to provide a relaxed fraction which is then reheated then introduced to a first stage at medium pressure of the compressor (Kl), and in which (Ild) the fifth compressed fraction is cooled and then mixed with the flow of expanded liquefied natural gas.
  • a second stage in which (Ha) the second compressed fraction is compressed in a second compressor coupled to an expansion turbine to provide a third compressed
  • a first merit of the invention is to have found that a production unit operating at 100% of its capacities, producing a certain flow rate of liquefied natural gas at a temperature of -160 ° C. and at a pressure close to 50 bar. all other operating parameters constant, can increase its throughput, and hence its production, 'by a temperature increase production of liquefied natural gas.
  • LNG is stored at around -160 ° C at low pressure (less than 1.1 bar absolute), and an increase in its storage temperature would increase its storage pressure, which represents prohibitive costs, but especially transport difficulties, due to the very large quantities of LNG produced.
  • a second merit of the invention is to present an elegant solution to these production limitations by the use of an LNG refrigeration process capable of adapting to a preexisting LNG production process, not requiring the use of significant material and financial resources for the implementation of this process.
  • This solution includes the production, by a pre-existing LNG production unit, of LNG at a temperature above about -160 ° C, then its refrigeration at approximately -160 ° C by the process according to the invention.
  • a third merit of the invention is to have modified one. refrigeration process for liquefied natural gas rich in known nitrogen and in accordance with the preamble above, and to have allowed its use both with LNG rich in nitrogen as with LNG poor in nitrogen.
  • the combustible gas obtained by this process contains very little nitrogen, and therefore has a composition close to that of liquefied natural gas poor in nitrogen.
  • the flow of expanded liquefied natural gas can be separated before step (Ib) into a second fraction of the top and in a second fraction of the bottom, the second fraction of the top can be reheated then introduced into the first compressor at a second stage at medium pressure intermediate between the first stage at medium pressure and a stage at low pressure, and the second fraction of foot can be separated into the first fraction of head and the first fraction of foot .
  • each compression step can be followed by a cooling step.
  • the invention relates to a refrigerated liquefied natural gas and a combustible gas obtained by any of the previously defined methods.
  • the invention relates to an installation for refrigerating a pressurized liquefied natural gas containing methane and C2 and higher hydrocarbons, comprising means for carrying out a first step (I) in which (la) said liquefied natural gas is expanded under pressure to provide a flow of expanded liquefied natural gas, in which (Ib) said expanded liquefied natural gas is separated into a first fraction which is relatively more volatile, and a first fraction of relatively less volatile base, in which (the) the first base fraction consisting of refrigerated liquefied natural gas is collected, in which (Id) is heated, it is compressed in a first compressor and the first head fraction is cooled to provide a first compressed fraction of combustible gas which is collected, in which (the) a second compressed fraction is withdrawn from the first compressed fraction which is then cooled and then mixed with the flow of expanded liquefied natural gas, characterized in that it comprises means for effecting a second step
  • the invention relates to an installation comprising means for separating the flow of liquefied natural gas expanded before step (Ib) into a second fraction of head and into a second fraction of foot, in that it includes means for heating and then introducing the second overhead fraction into the first compressor at a second stage at medium pressure intermediate between the first stage at medium pressure and a stage at low pressure, and in that it comprises means for separating the second foot fraction into the first head fraction and the first foot fraction.
  • the invention relates to an installation in which the first head fraction and the first foot fraction are separated in a first separator tank.
  • the invention relates to an installation in which the first head fraction and the first foot fraction are separated in a distillation column.
  • the invention relates to an installation in which the flow of expanded liquefied natural gas can be separated into the second head fraction and the second foot fraction in a second balloon separator.
  • the invention concerns an installation wherein the distillation column comprises at least one side reboiler and / or the column bottom, in that the liquid withdrawn from a tray of the distillation column circulating in said reboiler is heated in a second heat exchanger then is reintroduced into the distillation column on a stage lower than said tray, and in that the flow of expanded liquefied natural gas is cooled in said second heat exchanger.
  • the invention relates to an installation in which the cooling of the first overhead fraction and of the expanded fraction, and the heating of the fourth compressed fraction and of the fifth compressed fraction, s 'performs in a single first heat exchanger.
  • the invention relates to an installation in which the second overhead fraction is heated in the first heat exchanger.
  • FIG. 1 represents a functional block diagram of a natural gas liquefaction installation in accordance with an embodiment of the prior art
  • Figure ⁇ 2 shows a functional block diagram of a liquefied natural gas denitrogenation installation according to a first embodiment of the prior art
  • FIG. 3 represents a functional block diagram of a liquefied natural gas denitrogenation installation in accordance with a second embodiment of the prior art
  • FC which means “flow controller”
  • GT which means “gas turbine”
  • GE which means “electric generator”
  • LC which means “controller liquid level “”
  • PC which means” pressure controller "”
  • the pipes used in the installations of FIGS. 1 to 7 will be indicated by the same reference signs as the gaseous fractions which circulate there.
  • the installation shown is intended to treat, in a known manner, a dried, desulphurized and decarbonated natural gas 100, in order to obtain liquefied natural gas 1, generally available at a temperature below minus 120 ° C.
  • This LNG liquefaction facility has two independent refrigeration circuits.
  • a first refrigerant circuit 101 corresponding to a propane cycle, makes it possible to obtain primary cooling to approximately minus 30 ° C. in an exchanger E3 by expansion and vaporization of liquid propane.
  • the heated and expanded steam propane is then compressed in a second compressor K2, then the compressed gas obtained 102 is then cooled and liquefied in water refrigerants 103, 104 and 105.
  • a second refrigerant circuit 106 generally corresponding to a cycle using a mixture of nitrogen, methane, ethane and propane, allows significant cooling of the natural gas to be treated to obtain liquefied natural gas 1.
  • the fluid coolant present in the second refrigerant cycle is compressed in a third compressor K3 and cooled in water exchangers 118 and 119, then is cooled in a water refrigerant 114, to obtain a fluid 107.
  • the latter is then cooled and liquefied in the exchanger E3 to provide a cooled and liquefied flow 108.
  • the latter is then separated into a vapor phase 109 and a liquid phase 110 which are both introduced into the lower part of a cryogenic exchanger 111. After cooling , the liquid phase
  • the expanded fluid 112 is then introduced into the cryogenic exchanger 111 above its lower part, where it is used to cool the fluids circulating in the lower part of the exchanger, by spraying on pipes carrying fluids. to cool, using spray bars.
  • the vapor phase 109 circulates in the lower part of the cryogenic exchanger 111 to be cooled and liquefied there, then is further cooled by circulation in an upper part of the cryogenic exchanger 111.
  • this cooled and liquefied fraction 109 is expanded in a valve 115, then is used to cool the fluids circulating in the upper part of the cryogenic exchanger 111, by spraying on pipes carrying fluids to be cooled.
  • the coolants sprayed inside the cryogenic exchanger 111 are then collected at the bottom of the latter to supply the flow 106 which is sent to the compressor K3.
  • the dried, desulfurized and decarbonated natural gas 100 is cooled in a propane heat exchanger 113, then is subjected to a desiccation treatment, which can be, for example, a passage through a molecular sieve, for example in zeolite, and to a demercurization treatment, for example by passing over a silver foam or any other mercury scavenger, in an enclosure 116 to supply a purified natural gas 117.
  • a desiccation treatment which can be, for example, a passage through a molecular sieve, for example in zeolite, and to a demercurization treatment, for example by passing over a silver foam or any other mercury scavenger, in an enclosure 116 to supply a purified natural gas 117.
  • the latter is then cooled and partially liquefied in the heat exchanger E3, circulates in the lower part, then in the upper part of the cryogenic exchanger 111 to supply a liquefied natural gas 1.
  • the latter is usually obtained at a temperature below minus 120 ° C.
  • the installation shown is intended to treat, in known manner, a liquefied natural gas 1 rich in nitrogen, to obtain on the one hand, a cooled liquefied natural gas and poor in nitrogen 4, and on the other hand a first compressed fraction 5 which is a compressed combustible gas rich in nitrogen.
  • LNG 1 is first expanded and cooled in an expansion turbine X3 which is regulated by a controller LNG flow rate flowing in line 1, then is again expanded and cooled in a valve 18 whose opening depends on the pressure of the LNG leaving.
  • compressor X3 to provide a flow of expanded liquefied natural gas 2.
  • the latter is then separated into a first fraction of head 3 relatively more volatile, and a first fraction of foot 4 relatively less volatile in a balloon VI.
  • the first fraction of a foot 4 consisting of refrigerated liquefied natural gas is collected and pumped in a pump PI, circulates in a valve 19 whose opening is regulated by a liquid level controller in the bottom of the flask VI, then to leave the installation and be stored.
  • the first overhead fraction 3 is heated in a first heat exchanger El, then is introduced into a low pressure stage 15 of a compressor K1 coupled to a gas turbine GT.
  • This compressor K1 comprises a plurality of compression stages 15, 14, 11 and 30, at progressively high pressures, and a plurality of water coolers 31, 32, 33 and 34. After each compression stage, the compressed gases are cooled by passage through a heat exchanger, preferably with water.
  • the first overhead fraction 3 supplies, at the end of the compression and cooling stages, the compressed nitrogen-rich combustible gas 5. This combustible gas is then collected and leaves the installation.
  • a small part of the combustible gas 5 which corresponds to a flow 6 is taken.
  • This flow 6 is refrigerated in the exchanger El by yielding its heat to the first overhead fraction 3, to give a cooled flow 22.
  • This cooled flow 22 circulates then in a valve 23 whose opening is controlled by a flow controller at the outlet of the exchanger E2.
  • the stream 22 is finally mixed with the stream of expanded liquefied natural gas 2.
  • FIG. 3 the installation shown is intended to treat, in known manner, a liquefied natural gas 1 rich in nitrogen, to obtain on the one hand, a cooled liquefied natural gas poor in nitrogen 4, and on the other hand, a first compressed fraction 5 which is a combustible gas, compressed rich in nitrogen.
  • the separation flask VI has been replaced by a distillation column Cl and a heat exchanger E2.
  • the LNG 1 is first expanded and cooled in an expansion turbine X3, the speed of which is regulated by an LNG flow controller circulating in the pipe 1, then is cooled in the heat exchanger E2., To provide a cooled flow. 20.
  • the latter circulates in a valve 21, the opening of which is controlled by a pressure controller located on the pipe 20, upstream of said valve 21, to supply a flow of expanded liquefied natural gas 2.
  • the flow of natural gas liquefied relaxed 2 is then separated into a first overhead fraction 3 relatively more volatile, and a first bottom fraction 4 relatively less volatile in the column Cl.
  • the first bottom fraction 4 consists of refrigerated liquefied natural gas is collected and pumped into a pump PI circulates in a valve 19, the opening of which is regulated by a liquid level controller in the bottom of the tank VI, in order to then leave the installation and be stored.
  • Column Cl includes a reboiler at the bottom of column 16 which uses liquid contained on a tray 17. The flow circulating in reboiler 16 is heated in the heat exchanger E2 to then be introduced into the bottom of column Cl.
  • head fraction 3 follows. same treatment as presented in FIG. 2, for obtaining a first fraction of compressed gas 5, which is a compressed combustible gas rich in nitrogen, and of a second compressed fraction 6 which is a fraction of sampling of combustible gas compressed. Similarly, this last fraction is reheated in the exchanger El to give a cooled stream 22. This stream 22 is also mixed with the expanded liquefied natural gas stream 2.
  • FIG. 4 the installation shown is intended to treat, using a device according to the method of the invention, a liquefied natural gas 1 rich in nitrogen, to obtain a on the one hand, a cooled liquefied natural gas poor in nitrogen 4, and on the other hand, a compressed combustible gas rich in nitrogen 5.
  • This installation comprises elements common to FIG. 3, in particular the expansion and the cooling of the LNG 1 to obtain the expanded LNG flow 2.
  • the separation " into the first head fraction 3 and the first foot fraction 4 is carried out in a similar manner in column Cl.
  • the flow of combustible gas 5 is obtained, as before, by successive compressions and coolings Unlike the process presented in FIG.
  • a second compressed fraction 6, taken from the first fraction of compressed gas 5 feeds an XKl compressor coupled to a turbine expansion valve XI to obtain a third compressed fraction 7. This is cooled in a water cooler 24, then is separated into a fourth compressed fraction 8 and into a fifth compressed fraction 9.
  • the fourth compressed fraction 8 is cooled in the heat exchanger El to provide a fraction 25 which is expanded in the turbine XI.
  • the turbine XI provides a relaxed flow 10 which is heated in the exchanger El to give a heated heated flow 26. This heated heated flow 26 is introduced at a medium pressure stage 11 of the compressor K1.
  • the fifth compressed fraction 9 is cooled in the heat exchanger El to provide a fraction 22 which is expanded in a valve 23 and is then mixed with the expanded LNG fraction 2.
  • the regulator XI comprises an inlet guide valve 27, making it possible, by varying the angle of introduction of the flow 25 onto the blades of the turbine XI, to vary the speed of rotation of the latter, and consequently to vary the power delivered to the compressor XKl.
  • the installation shown is intended to treat, using a device according to the method of the invention, a liquefied natural gas 1 preferably rich in nitrogen, to obtain on the one hand, a cooled liquefied natural gas poor in nitrogen 4, and on the other hand, a "compressed combustible gas 5 rich in nitrogen, in the case where liquefied natural gas 1 contains it.
  • This installation comprises elements common to FIG. 4, in particular the production, by a distillation column C1, of a first fraction of the head 3, and of a first fraction of the foot 4. Similarly, the first fraction of the head 3 is compressed in a compressor K1 and cooled in refrigerants 31-34 to obtain a first compressed fraction 5. A second sampling fraction 6 is withdrawn from the first compressed fraction 5 to be compressed in an XKl compressor coupled to a expansion turbine XI, which produces a third compressed fraction at the output 7. The latter is separated into a fourth compressed fraction 8 and into a fifth compressed fraction 9.
  • the fourth compressed fraction 8 is cooled in one heat exchanger El to provide a fraction 25 which is expanded in the turbine XI.
  • the turbine XI provides a relaxed flow 10 which is heated in the exchanger El to give a heated heated flow 26. This heated heated flow 26 is introduced at a medium pressure stage 11 of the compressor K1.
  • the fifth compressed fraction 9 is cooled in the heat exchanger El to provide a fraction 22 which is expanded in a valve 23 and is then mixed with the expanded LNG fraction 2.
  • the regulator XI includes a guide valve . input 27, the function of which has been defined in the description of FIG. 4.
  • the installation shown in FIG. 5 further comprises a separator tank V2 in which the flow of expanded natural gas 2 is separated into a second fraction of the head 12 and a second fraction of the foot 13.
  • the second overhead fraction 12 is reheated in the heat exchanger El and is then introduced into a medium pressure stage 14 " of the compressor Kl, at a pressure intermediate between the inlet pressure of the low pressure stage 15 and that of the medium pressure stage 11.
  • the second fraction of the bottom 13 is cooled in an exchanger E2 to produce a fraction of cooled LNG 20.
  • This latter fraction is expanded and cooled in a valve 28 to produce a fraction of expanded and cooled LNG 29.
  • the opening of the valve 28 is controlled by a liquid level controller contained in the V2 tank.
  • the flow 29 is then introduced into the column Cl to be separated therein into the first fraction of head 3 and into the first fraction of foot 4.
  • column Cl comprises a reboiler 16, which takes the liquid contained on a plate 17 of the column C1 to heat it in the exchanger E2 by heat exchange with the flow 13, and introduce it at the bottom of the column.
  • the first fraction of the bottom 4 is pumped by a pump PI and passes through a valve 19 whose opening is controlled by a liquid level controller present in the bottom of the column C1.
  • FIG. 6 the installation shown is intended to treat, using a device according to the method of the invention, a liquefied natural gas 1 preferably poor in nitrogen, for obtaining on the one hand, a cooled liquefied natural gas and poor in nitrogen 4, and on the other hand, a compressed combustible gas 5 rich in. nitrogen, in the case of the use of LNG 1 rich in nitrogen.
  • FIG. 6 is structurally similar to FIG. 4, with the exception of the column C1 which has been replaced by a separation flask VI, and the exchanger E2 which has been deleted, due to the no reboiler when using a separating flask.
  • the relaxed LNG flow. 2 is then directly introduced into the separator flask VI to be separated into a first fraction of the head 3 and into a first fraction of the foot 4.
  • FIG. 7 is structurally similar to FIG. 5, with the exception of the column Cl which has been replaced by a separating flask VI, and the exchanger E2 which has been deleted, due to the absence reboiler when using a separation flask.
  • the expanded LNG flow 2 is then directly introduced into the separator tank V2 to be separated into a second overhead fraction 12 and into a second bottom fraction 13.
  • the second overhead fraction 12 is reheated in an exchanger El then is introduced into a compressor Kl with a medium pressure stage 14, intermediate between a low pressure stage 15 and a medium pressure stage 11, in the same manner as described for FIG. 5.
  • the replacement of the column Cl by the tank VI does not modify the course of the steps of the method as it has been described for FIG. 5.
  • the refrigerated LNG 4 will normally contain more nitrogen in the case of the use of a device in accordance with FIG. 6 than in the case of the use of a device in accordance with FIG. 5.
  • the LNG 1 u used in both cases is physically and chemically identical.
  • H2 enthalpy in state 2 (kj / kg)
  • the rejection temperature will be taken equal to 310.15 K (37 ° C).
  • State 1 will be gas natural at 37 ° C and 51 bar and state 2 will be LNG at temperature T2 and 50 bar.
  • Table 2 shows the evolution of the theoretical work for the liquefaction of natural gases A and B as a function of the temperature of the LNG leaving the liquefaction process.
  • the capacity Cl for a temperature Tl of the LNG produced is expressed as a function of the capacity C0 at the temperature T0, according to the following equation:
  • Tl LNG production temperature (° C)
  • T2 Reference LNG production temperature (° C)
  • the capacity of the LNG production unit is 125.5% of its capacity at -160 ° C, which is considerable.
  • the propane cycle comprises 4 stages and the refrigeration of the MCR (refrigerant with multiple components, flow 106, fig.l) and propane (flow 102, fig .l) takes place in the heat exchanger E3, which is a brazed aluminum plate exchanger.
  • the new use of the known liquefaction process makes it possible to increase the temperature of the LNG 1 obtained at the outlet of the production unit while allowing a substantial increase in the quantity produced, which can range up to around 40% at -130 ° C.
  • the LNG 1 obtained at the output of the production unit described above for FIG. 1 can be denitrogenated in a denitrogenation unit as shown in FIG. 2 or in FIG. 3.
  • This denitrogenation operation is necessary when the natural gas extracted of the deposit contains nitrogen in a relatively large proportion, for example from about more than 0.100 mol% to about 5 to 10 mol%.
  • the installation shown diagrammatically in FIG. 2 is a LNG denitrogenation unit with final flash.
  • the flash is obtained at the time of the separation of the expanded LNG 2 into a first fraction of head 3 relatively more volatile, rich in nitrogen, and in a first fraction of foot 4 relatively less volatile, poor in nitrogen. This separation takes place in a VI flask, as described above.
  • the LNG 1 of composition "B" containing nitrogen, produced at -150 ° C. and 48 bar is expanded in the hydraulic turbine X3 at a pressure of approximately 4 bar and then in a valve 18 to a pressure of 1.15 bar.
  • the two-phase mixture obtained 2 is separated in the separator flask VI on the one hand into the nitrogen-rich flash gas 3, and on the other hand into the refrigerated LNG 4.
  • the refrigerated LNG is sent to storage, as described above. .
  • the flash gas 3, which constitutes the first gaseous fraction is heated in the exchanger El to -70 ° C before being compressed to 29 bar in the compressor Kl.
  • the compressor K1 produces a first compressed fraction 5 which constitutes the combustible gas enriched in nitrogen.
  • the installation shown diagrammatically in FIG. 3 is an LNG denitrogenation unit with a column of denitrogenation.
  • the replacement of the flash in the tank VI by a column of denitrogenation Cl allows a significant improvement in the extraction efficiency of the nitrogen contained in the LNG 1.
  • the LNG 1 at -145.5 ° C is expanded up to 5 bar in the expansion hydraulic turbine X3, pus is cooled from -146.2 ° C to -157 ° C in the exchanger E2 by heat exchange with the liquid circulating in the column bottom reboiler 16 to obtaining a relaxed and cooled LNG stream 20.
  • the stream 20 undergoes a second expansion at 1.15 bar in a valve 21 and feeds the denitrogenation column C1 in mixture with LNG " 22 from the partial recycling of the gas compressed fuel 5.
  • the LNG contains 0.06% nitrogen, while the nitrogen content of the LNG using a final flash was 1.38% (fig. 2 and table 5)
  • This column bottom LNG is pumped by a PI pump and represents a fraction of cooled LNG 4 which is exp Dedicated to storage.
  • the combustible gas 3, which is the first overhead fraction coming from the column Cl, is heated to -75 ° C. in the exchanger El, then is compressed to 29 bar in the compressor Kl and cooled by the water refrigerants 31- 34 to supply compressed fuel gas 5.
  • flow 6 which represents 23% of the compressed gas 5 is recycled to the column Cl after having heated the flow 3 in the exchanger El.
  • the fuel gas produced which represents 1032 GJ / h in the case of the use of a GE6 turbine and a GE7, is substantially identical in total calorific value to that of the final flash unit of FIG. 2 .
  • the same is true when using larger LNG production units (2 or 3 GE7).
  • the use of the column denitrogenation technique made it possible to increase the capacity of the liquefaction train by 5.62%, for a minor additional cost. It should be understood that it is the combination of the use of a denitrogenation column Cl and the recycling of combustible gas which leads to this very encouraging result.
  • the power of the fuel gas compressor Kl depends on the size of the unit. It will be:
  • Gas turbines to be efficient, must be used at full capacity. Taking for example a denitrogenation unit operating according to any of the embodiments described in FIGS. 2 and 3, the gas turbine driving the compressor K1 should have a maximum power adapted to the power required by the compressor, in order to '' obtain the most favorable compression performance possible. However, it can happen that a gas turbine works under conditions such that the power delivered to the compressor is significantly below its capacity.
  • the method according to the invention proposes in particular to use all of the available power to drive the compressor K1.
  • the method according to the invention also makes it possible to increase the temperature at the outlet of the liquefaction process for obtaining the LNG flow 1, and to use the excess power available on the gas turbine driving Kl in order to cool the LNG at minus 160 ° C.
  • the process according to the invention makes it possible, because of the possibility of increasing the temperature of the LNG 1 produced for example according to the APCI process, to significantly increase the flow rate of LNG cooled to -160 ° C. in some cases up to around 40%.
  • the method of the invention has the merit of being able to be implemented easily, due to the simplicity of the means necessary for carrying it out.
  • FIG. 4 An embodiment according to the method of 'the invention, implementing a denitrogenation column Cl is shown in Figure 4, described above.
  • LNG 1 is produced at -140.5 ° C by the APCI process shown in Figure 1. This process was implemented using two GE7 gas turbines for driving compressors K2 and K3. This LNG 1 enters the installation shown in Figure 4. It is expanded to 6.1 bar in the hydraulic expansion turbine X3 driving an electricity generator, then it is cooled from -141.2 to -157 ° C in a heat exchanger E2 by heat exchange with a liquid circulating in a column bottom reboiler 16, to provide a cooled LNG 21. The latter is expanded to 1.15 bar in a valve 21 to obtain a relaxed flow 2 which feeds a column C1 mixed with a flow 22, as indicated above in the description of the figures.
  • the fuel gas is warmed to -34 ° C in the exchanger El, is then compressed to 29 bar in the compressor Kl for supplying a fuel gas network.
  • a first " difference with the known process comes from the quantity of compressed gas 6 withdrawn from the fuel gas flow 5: it now amounts to approximately 73%.
  • This compressed gas 6 is compressed to 38.2 bar in the compressor XKl for supply a fraction 7.
  • the latter is cooled to 37 ° C in a water exchanger 24 then is separated into two streams 8 and 9.
  • the main stream 8, which represents 70% of the stream 7, is cooled to -82 ° C by passage through the exchanger El, then feeds the turbine XI, coupled to the compressor XKl.
  • the expanded flow at the outlet of the turbine 10, at a pressure of 9 bar and a temperature of -138 ° C is reheated in the exchanger El at 32 ° C, then supplies the compressor Kl to a medium-pressure stage 11 which is the third stage.
  • the minority stream 9, which represents 30% of the stream 7, is liquefied and cooled to -160 ° C. and returns to the denitrogenation column C1.
  • the combustible gas produced represents 1400 GJ / h, it is identical in total calorific value to that of the final flash unit.
  • the use of the denitrogenation technique and the process of the invention made it possible to increase the capacity of the liquefaction train by 11.74%, for a reasonable additional cost. It must be understood that it is the combination of the use of a denitrogenation column, the recycling of compressed combustible gas and the expansion turbine cycle, which leads to this very surprising result.
  • FIG. 5 Another embodiment in accordance with the method of the invention, implementing a denitrogenation column C1, is presented in FIG. 5, described above. To the Unlike FIG. 4, this embodiment involves a separator balloon V2.
  • LNG 1 of composition "B” obtained at -140.5 ° C under a pressure of 48.0 bar with a flow rate of 33,294 kmol / h, is expanded to 6.1 bar and less 141.25 ° C in the hydraulic turbine X3, then is again expanded to 5.1 bar and -143.39 ° C in valve 18, to provide the expanded flow 2.
  • Flow 35 is composed of 42.97% nitrogen, 57.02
  • Stream 36 which is composed of 6.79% nitrogen, 85.83% methane, 4.97% ethane, 1.71% propane, 0.27% isobutane and 0.44 % of n-butane, is separated in the balloon V2 in the second fraction of head 12 (1609 kmol / h), and in the second fraction of foot 13 (34285 kmol / h).
  • Flow 12 (45.58% nitrogen, 54.4% methane and
  • valve 28 is expanded in valve 28 to obtain flow 29 at -165.21 ° C and 1.15 bar, which is introduced into column Cl.
  • Column C1 is equipped with the column bottom reboiler 16, which cools the flow 13 to obtain the flow 20.
  • the compressor Kl produces the compressed flow 5 at 37 ° C and 29 bar with a flow rate of 11,341 kmol / h.
  • This flow of combustible gas 5 (42.90% nitrogen and 57.09% methane) is separated into a flow 40, which represents 3041 kmol / h, which leaves the installation, and into a flow 6, which represents 8300 kmol / h, which is compressed in the XKl compressor.
  • the XKl compressor produces the compressed flow 7 at 68.18 ° C and 39.7 bar.
  • Flow 7 is cooled to 37 ° C in one water exchanger 24, then is separated into flows 8 and 9.
  • Flow 8 (5700 kmol / h) is cooled in exchanger El to give flow 25 to - 74 ° C and 38.9 bar.
  • the flow 25 is expanded in the expansion turbine XI which produces the fraction 10 at a temperature of -139.7 ° C and a pressure of 8.0 bar.
  • This fraction 10 is then reheated in the exchanger El which produces the fraction 26 at a temperature of 32 ° C and a pressure of 7.8 bar.
  • Fraction 26 supplies the compressor Kl on the medium-pressure stage 11.
  • the compressor Kl and the regulator XI have the following performances: Denitrogenation unit compressor power Kl 22007 kW regulator power XI 2700 kW
  • V2 tank allows a gain of around 2000 kW on the power of the compressor Kl. From these studies on gas B, rich in nitrogen, it follows from the process according to the invention that:
  • LNG can then be produced directly at -160 ° C and be sent to storage after expansion in a hydraulic turbine, for example similar to X3: This is the technique of advanced sub-cooling.
  • the sources of combustible gas can be of various origins:
  • the method according to the invention achieves this goal. It makes it possible to increase the temperature of the LNG at the outlet of the liquefaction process and consequently to increase the flow rate of cooled LNG 4, produced for storage purposes.
  • LNG 1 at a temperature of -147 ° C is expanded to 2.7 bar in the hydraulic turbine X3 driving an electric generator, then undergoes a second expansion to 1.15 bar in the valve 18, and supplies the flash VI balloon mixed with LNG from the liquefaction of compressed fuel gas 5.
  • LNG is at -159, 2 ° C and 1.15 bar. It then leaves the installation to be stored.
  • the combustible gas 3, which is the first overhead fraction, is heated to 32 ° C in the exchanger El before being compressed to 29 bar in the compressor K1, to optionally supply the fuel gas network. In the present case, all of the combustible gas is sent to the compressor XKl to supply the compressed flow 7 at 41.5 bar.
  • This stream is then cooled to 37 ° C in the water exchanger 24, then is divided into two streams 8 and 9.
  • the stream 8, which represents 79% of the stream 7, is cooled to -60 ° C before d '' supply the turbine XI coupled to the compressor XKl.
  • the turbine XI supplies the expanded gas 10, at a pressure of 9 bar and a temperature of -127 ° C.
  • This flow 10 is heated in the exchanger El to obtain a heated flow 26, at 32 ° C, then supplies the compressor K1 on the suction of its third stage.
  • Stream 9 which represents 21% of stream 7, is liquefied and cooled to -141 ° C in the exchanger El and returns to the flash tank VI.
  • Table 10 The capacity increases for the use of an installation in accordance with the process of the invention, compared to the technique of deep sub-cooling are as follows: - 19.6% for an LNG unit using 1 GE6 turbine associated with a GE7 turbine,
  • the embodiment of the method according to the invention according to Figure 6 also allows the production of combustible gas, when desired.
  • FIG. 7 Another embodiment in accordance with the method of the invention, using a denitrogenation column C1, is presented in FIG. 7, described above. To the Unlike FIG. 6, this embodiment involves a separator balloon V2.
  • LNG 1 of composition "A” obtained at -147 ° C under a pressure of 48.0 bar with a flow rate of 30,885 kmol / h, is expanded to 2.7 bar and less 147.63 ° C in the hydraulic turbine X3, then is again expanded to 2.5 bar and less 148.33 ° C in valve 18, to provide the expanded flow 2.
  • Flow 35 is composed of 3.17% nitrogen, 96.82% methane and 0.0 "!% Ethane.
  • Stream 36 which is composed of 0.38% nitrogen, 91.90% methane, 4.09% ethane, 2.27% propane, 0.54% isobutane and 0.82 % of n-butane, is separated in the balloon V2 in the second • head fraction 12 (562 kmol / h), and in the second foot fraction 13 (33450 kmol / h).
  • the stream 12 (5.41% nitrogen, 94.57% methane and 0.02% ethane) is heated to 34 ° C in the exchanger El, to provide a stream 37 which feeds, at 2.4 bar, compressor Kl on the medium pressure stage 14.
  • Flow 13 (0.03% nitrogen, 91.85% methane, 4.16% ethane, 2.31% propane 0.55% isobutane and 0.83% n-butane) is expanded in valve 28 to obtain flow 29 at -159.17 ° C and 1.15 bar, which is introduced into the separator flask VI.
  • Balloon VI produces at the head the first fraction of head 3 (2564 kmol / h) at -159.17 ° C.
  • Fraction 3 (2.72% nitrogen, 97.27% methane and 0.01% ethane) is heated in the El exchanger to give flow 41 at minus 32.21 ° C and 1.05 bar.
  • the stream 41 supplies the low pressure suction 15 of the compressor K1.
  • Balloon VI produces the first fraction of a foot 4 at -59.17 ° C and 1.15 bar with a flow rate of 30,886 kmol / h.
  • This fraction 4 (0.10% nitrogen, 91.40% methane, 4.50% ethane, 2.50% propane, 0.60% isobutane and 0.90% n- butane) is pumped by the PI pump to provide a fraction 39 at 4.15 bar and -159.02 ° C, then leaves the installation.
  • the compressor Kl produces the compressed flow 5 at 37 ° C. and 29 bar with a flow rate of 13,426 kmol / h.
  • This fuel gas flow 5 (3.18% nitrogen, 96.81% methane and 0.01
  • the XKl compressor produces the compressed flow 7 to
  • the flow 25 is expanded in the expansion turbine XI which produces the fraction 10 at a temperature of -129.65 ° C and a pressure of 8.0 bar.
  • This fraction 10 is then reheated in the exchanger El which produces the fraction 26 at a temperature of 34 ° C and a pressure of 7.8 bar.
  • Fraction 26 supplies the compressor Kl on the suction of the medium-pressure stage 11.
  • the compressor Kl and the regulator XI have the following performances:
  • the production of combustible gas allows an increase in the LNG production capacity. This gain is not negligible and can prove to be a decisive factor, the addition of the separator tank V2 improves the load of the compressor Kl and reduces the cost of its use.

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Description

PROCEDE DE REFRIGERATION DE GAZ LIQUEFIE ET INSTALLATION METTANT EN OEUVRE CELUI-CI
La présente invention concerne, de façon générale et selon un premier de ses aspects, l'industrie gazière, et en particulier un procédé de réfrigération de gaz sous pression contenant du méthane et des hydrocarbures en C2
10 et supérieurs, en vue de leur séparation.
Plus précisément, l'invention concerne, selon son premier aspect, un procédé de réfrigération d'un gaz naturel liquéfié sous pression contenant du méthane et des hydrocarbures en C2 et supérieurs, comprenant une
15 première étape (I) dans laquelle (la) on détend ledit gaz naturel liquéfié sous pression pour fournir un flux de gaz naturel liquéfié détendu, dans laquelle (Ib) on sépare ledit gaz naturel liquéfié détendu en une première fraction de tête relativement plus volatile, et une
20 • première fraction de pied relativement moins volatile, dans laquelle (le) la première fraction de pied constituée de gaz naturel liquéfié réfrigéré est collectée, dans laquelle (Id) on réchauffe, on comprime dans un premier compresseur et on refroidit la première 25 fraction de tête pour fournir une première fraction comprimée de gaz combustible qui est collectée, dans laquelle (le) on prélève de la première fraction comprimée une deuxième fraction comprimée qui est ensuite refroidie puis mélangée au flux de gaz naturel liquéfié
30 détendu.
Des procédés de réfrigération de ce type sont bien connus de l'homme de l'art et utilisés depuis de nombreuses années .
Le procédé de réfrigération de gaz naturel liquéfié
35 (GNL) conforme au préambule ci-dessus est utilisé de façon connue dans le but d'éliminer l'azote présent parfois en grande quantité dans le gaz naturel . Dans ce cas, le gaz combustible obtenu par ce procédé est enrichi en azote, alors que le gaz naturel liquéfié réfrigéré est appauvri en azote.
Les installations de liquéfaction de gaz naturel ont des caractéristiques techniques bien définies et des limitations imposées par la capacité des éléments de production les constituant. Par conséquent, une installation de production de gaz naturel liquéfié est limitée par sa capacité maximale de production, dans les conditions habituelles de fonctionnement. La seule solution pour augmenter la production consiste à construire une nouvelle unité de production.
Compte tenu des coûts que représentent un tel investissement, il est nécessaire de s'assurer que l'augmentation de production souhaitée sera durable, afin d'en faciliter l'amortissement.
Actuellement, il n'existe pas de solution pour augmenter, même temporairement, la production d'une unité de production de gaz naturel liquéfié, lorsqu'elle fonctionne au maximum de ses capacités, sans avoir recours à un investissement lourd et coûteux consistant en la construction d'une autre unité de production.
La capacité de production de gaz naturel liquéfié (GNL) dépend essentiellement de la puissance des compresseurs utilisés pour permettre la réfrigération et la liquéfaction du gaz naturel.
Dans ce contexte, un premier but de l'invention est de proposer un procédé, par ailleurs conforme à la définition générique qu'en donne le préambule ci-dessus, qui permette l'augmentation de la capacité d'une unité de production de GNL, sans avoir recours à la construction d'une autre unité de production de GNL, qui est essentiellement caractérisé en ce qu'il comprend une deuxième étape (II) dans laquelle (Ha) la deuxième fraction comprimée est comprimée dans un second compresseur couplé à une turbine de détente pour fournir une troisième fraction comprimée, dans laquelle (Ilb) la troisième fraction comprimée est refroidie puis séparée en une quatrième fraction comprimée et en une cinquième fraction comprimée, dans laquelle (Ile) la quatrième fraction comprimée est refroidie et détendue dans la turbine de détente couplée au second compresseur pour fournir une fraction détendue qui est ensuite réchauffée puis introduite à un premier étage à moyenne pression du compresseur (Kl) , et dans laquelle (Ild) la cinquième fraction comprimée est refroidie puis mélangée au flux de gaz naturel liquéfié détendu.
Un premier mérite de l'invention est d'avoir trouvé qu'une unité de production fonctionnant à 100% de ses capacités, produisant un certain débit de gaz naturel liquéfié à une température de -160°C et à une pression voisine de 50 bar, tous les autres paramètres de fonctionnement étant constants, ne peut augmenter son débit, et donc sa production,' que par une augmentation de la température de production du gaz naturel liquéfié.
Cependant, le GNL est stocké à environ -160°C à basse pression (moins de 1,1 bar absolus), et une augmentation de sa température de stockage entraînerait une augmentation de sa pression de stockage, ce qui représente des coûts prohibitifs, mais surtout des difficultés de transport, du fait des très grandes quantités de GNL produites.
Par conséquent, il est habituel que le GNL soit préparé à une température voisine de -160°C préalablement à son stockage.
Un second mérite de l'invention est de présenter une solution élégante à ces limitations de production par l'utilisation d'un procédé de réfrigération de GNL pouvant s'adapter à un procédé de production de GNL préexistant, ne nécessitant pas l'utilisation de moyens matériels et financiers importants pour la mise en œuvre de ce procédé. Cette solution comprend la production, par une unité de production de GNL préexistante, de GNL à une température supérieure à environ -160°C, puis sa réfrigération à environ -160°C par le procédé conforme à 1 ' invention.
Un troisième mérite de l'invention est d'avoir modifié un. procédé de réfrigération de gaz naturel liquéfié riche en azote connu et conforme au préambule ci-dessus, et d'avoir permis son utilisation aussi bien avec du GNL riche en azote qu'avec du GNL pauvre en azote. Dans ce dernier cas, le gaz combustible obtenu par ce procédé contient très peu d'azote, et a donc une composition proche de celle du gaz naturel liquéfié pauvre en azote.
Selon un premier aspect du procédé de l'invention, le flux de gaz naturel liquéfié détendu peut être séparé avant l'étape (Ib) en une deuxième fraction de tête et en une deuxième fraction de pied, la deuxième fraction de tête peut être réchauffée puis introduite dans le premier compresseur à un deuxième étage à moyenne pression intermédiaire entre le premier étage à moyenne pression et un étage à basse pression, et la deuxième fraction de pied peut être séparée en la première fraction de tête et en la première fraction de pied.
Selon le premier aspect du procédé de l'invention, chaque étape de compression peut être suivie d'une étape de refroidissement.
Selon un second de ses aspects, l'invention concerne un gaz naturel liquéfié réfrigéré et un gaz combustible obtenus par l'un quelconque des procédés précédemment définis.
Selon un troisième de ses aspects, l'invention concerne une installation de réfrigération d'un gaz naturel liquéfié sous pression contenant du méthane et des hydrocarbures en C2 et supérieurs, comprenant des moyens pour effectuer une première étape (I) dans laquelle (la) on détend ledit gaz naturel liquéfié sous pression pour fournir un flux de gaz naturel liquéfié détendu, dans laquelle (Ib) on sépare ledit gaz naturel liquéfié détendu en une première fraction de tête relativement plus volatile, et une première fraction de pied relativement moins volatile, dans laquelle (le) la première fraction de pied constituée de gaz naturel liquéfié réfrigéré est collectée, dans laquelle (Id) on réchauffe, on comprime dans un premier compresseur et on refroidit la première fraction de tête pour fournir une première fraction comprimée de gaz combustible qui est collectée, dans laquelle (le) on prélève de la première fraction comprimée une deuxième fraction comprimée qui est ensuite refroidie puis mélangée au flux de gaz naturel liquéfié détendu, caractérisée en ce qu'elle comprend des moyens pour effectuer une deuxième étape
(II) dans laquelle (Ha) la deuxième fraction comprimée est comprimée dans " un second compresseur couplé à une turbine de détente pour fournir une troisième fraction comprimée, dans laquelle (Ilb) la troisième fraction comprimée est refroidie puis séparée en une quatrième fraction comprimée et eri une cinquième fraction comprimée, dans laquelle (Ile) la quatrième fraction comprimée est refroidie et détendue dans la turbine de détente couplée au second compresseur pour fournir une fraction détendue qui est ensuite réchauffée puis introduite à un premier étage à moyenne pression du compresseur, et dans laquelle (Ild) la cinquième fraction comprimée est refroidie puis mélangée au flux de gaz naturel liquéfié détendu.
Selon une première variante conforme à son troisième aspect, l'invention concerne une installation comprenant des moyens pour séparer le flux de gaz naturel liquéfié détendu avant l'étape (Ib) en une deuxième fraction de tête et en une deuxième fraction de pied, en ce qu'elle comprend des moyens pour réchauffer puis introduire la deuxième fraction de tête dans le premier compresseur à un deuxième étage à moyenne pression intermédiaire entre le premier étage à moyenne pression et un étage à basse pression, et en ce qu'elle comprend des moyens pour séparer la deuxième fraction de pied en la première fraction de tête et en la première fraction de pied. Selon un premier mode de réalisation conforme à son troisième aspect, l'invention concerne une installation dans laquelle la première fraction de tête et la première fraction de pied sont séparées dans un premier ballon séparateur.
Selon un deuxième mode de réalisation conforme à son troisième aspect, l'invention concerne une installation dans laquelle la première fraction de tête et la première fraction de pied sont séparées dans une colonne de distillation.
Selon un mode de réalisation conforme à la première variante de son troisième aspect, l'invention concerne une installation dans laquelle le flux de gaz naturel liquéfié détendu peut être séparé en la deuxième fraction de tête et en la deuxième fraction de pied dans un deuxième ballon séparateur.
Selon son deuxième mode' de réalisation conforme à son troisième aspect, l'invention concerne une installation dans laquelle la colonne de distillation comporte au moins un rebouilleur latéral et/ou de fond de colonne, en ce que du liquide prélevé sur un plateau de la colonne de distillation circulant dans ledit rebouilleur est réchauffé dans un deuxième échangeur thermique puis est réintroduit dans la colonne de distillation à un étage inférieur audit plateau, et en ce que le flux de gaz naturel liquéfié détendu est refroidi dans ledit deuxième échangeur thermique.
Selon un troisième mode de réalisation conforme à son troisième aspect, l'invention concerne une installation dans laquelle le refroidissement de la première fraction de tête et de la fraction détendue, et le réchauffement de la quatrième fraction comprimée et de la cinquième fraction comprimée, s'effectue dans un seul premier échangeur thermique . Selon la première variante conforme à son troisième aspect, l'invention concerne une installation dans laquelle la deuxième fraction de tête est réchauffée dans le premier échangeur thermique.
L'invention sera mieux comprise et d'autres buts, caractéristiques, détails et avantages de celle-ci apparaîtront plus clairement au cours de la description qui va suivre en se référant aux dessins schématiques annexés, donnés uniquement à titre d'exemple non limitatif et dans lesquels:
La figure 1 représente un schéma synoptique fonctionnel d'une installation de liquéfaction de gaz naturel conforme à un mode de réalisation de l'art antérieur;
La figure ~ 2 représente un schéma synoptique fonctionnel d'une installation de déazotation de gaz naturel liquéfié conforme à un premier mode de réalisation de l'art antérieur;
La figure 3 représente un schéma synoptique fonctionnel d'une installation de déazotation de gaz naturel liquéfié conforme à un deuxième mode de réalisation de l'art antérieur;
- Les figures 4, 5, 6 et 7 représentent des schémas synoptiques fonctionnels d'installations éventuellement de déazotation de gaz naturel liquéfié conforme à des modes de réalisation préférés de l'invention. Sur ces sept figures, on peut notamment lire les symboles « FC » qui signifie « contrôleur de débit », « GT » qui signifie « turbine à gaz », « GE » qui signifie « générateur électrique », « LC » qui signifie « contrôleur de niveau de liquide », « PC » qui signifie « contrôleur de pression », « SC » qui signifie
« contrôleur de vitesse » et « TC » qui signifie « contrôleur de température » .
Par souci de clarté et de concision, les conduites utilisées dans les installations des figures 1 à 7 seront reprises par les mêmes signes de référence que les fractions gazeuses qui y circulent. En se rapportant à la figure 1, l'installation représentée est destinée à traiter, de façon connue, un gaz naturel séché, désulfuré et décarbonaté 100, pour l'obtention de gaz naturel liquéfié 1, en général disponible à une température inférieure à moins 120°C.
Cette installation de liquéfaction de GNL présente deux circuits de réfrigération indépendants. Un premier circuit réfrigérant 101, correspondant à un cycle propane, permet l'obtention d'un refroidissement primaire à environ moins 30°C dans un échangeur E3 par détente et vaporisation de propane liquide. le propane vapeur réchauffé et détendu est ensuite compressé dans un deuxième compresseur K2, puis le gaz comprimé obtenu 102 est ensuite refroidi et liquéfié dans des réfrigérants à eau 103, 104 et 105.
Un second circuit réfrigérant 106, correspondant en général à un cycle utilisant un mélange d'azote, de méthane, d'éthane et de propane, permet un refroidissement important du gaz naturel à traiter pour l'obtention de gaz naturel liquéfié 1. Le fluide caloporteur présent dans le second cycle réfrigérant est comprimé dans un troisième compresseur K3 et refroidi dans des échangeurs à eau 118 et 119, puis est refroidi dans un réfrigérant à eau 114, pour l'obtention d'un fluide 107. Ce dernier est ensuite refroidi et liquéfié dans l' échangeur E3 pour fournir un flux refroidi et liquéfié 108. Ce dernier est alors séparé en une phase vapeur 109 et une phase liquide 110 qui sont toutes les deux introduites dans la partie inférieure d'un échangeur cryogénique 111. Après refroidissement, la phase liquide
110 quitte ensuite l' échangeur 111 pour être détendue dans une turbine X2 couplée à un générateur électrique. Le fluide détendu 112 est ensuite introduit dans l' échangeur cryogénique 111 au dessus de sa partie inférieure, où il est utilisé pour refroidir les fluides circulant dans la partie inférieure de l' échangeur, par pulvérisation sur des conduites transportant des fluides à refroidir, au moyen de rampes de pulvérisation. La phase vapeur 109 circule dans la parte inférieure de l' échangeur cryogénique 111 pour y être refroidie et liquéfiée, puis est encore refroidie par circulation dans une partie supérieure de l' échangeur cryogénique 111. Enfin, cette fraction 109 refroidie et liquéfiée est détendue dans une vanne 115, puis est utilisée pour refroidir les fluides circulant dans la partie supérieure de l' échangeur cryogénique 111, par pulvérisation sur des conduites transportant des fluides à refroidir. Les liquides réfrigérants pulvérisés à l'intérieur de l' échangeur cryogénique 111, sont ensuite collectés en pied de ce dernier pour fournir le flux 106 qui est envoyé vers le compresseur K3. Le gaz naturel séché, désulfuré et décarbonaté 100, est refroidi dans un échangeur thermique à propane 113, puis est soumis à un traitement de dessiccation, qui peut être, par exemple, un passage sur un tamis moléculaire, par exemple en zéolithe, et à un traitement de demercurisation, par exemple par passage sur une mousse d'argent ou de tout autre piégeur de mercure, dans une enceinte 116 pour fournir un gaz naturel purifié 117. Ce dernier est ensuite refroidi et partiellement liquéfié dans l' échangeur thermique E3 , circule dans la partie inférieure, puis dans la partie supérieure de l' échangeur cryogénique 111 pour fournir un gaz naturel liquéfié 1. Ce dernier est habituellement obtenu à une température inférieure à moins 120°C.
En se rapportant maintenant à la figure 2, l'installation représentée est destinée à traiter, de façon connue, un gaz naturel liquéfié 1 riche en azote, pour l'obtention d'une part, d'un gaz naturel liquéfié refroidi et pauvre en azote 4, et d'autre part d'une première fraction comprimée 5 qui est un gaz combustible comprimé riche en azote.
Le GNL 1 est d'abord détendu et refroidi dans une turbine de détente X3 qui est régulée par un contrôleur de débit de GNL circulant dans la conduite 1, puis est à nouveau détendu et refroidi dans une vanne 18 dont l'ouverture dépend de la pression du GNL en sortie de. compresseur X3 , pour fournir un flux de gaz naturel liquéfié détendu 2. Ce dernier est alors séparé en une première fraction de tête 3 relativement plus volatile, et une première fraction de pied 4 relativement moins volatile dans un ballon VI. La première fraction de pied 4 constituée de gaz naturel liquéfié réfrigéré est collectée et pompée dans une pompe PI, circule dans une vanne 19 dont l'ouverture est régulée par un contrôleur de niveau de liquide dans le fond du ballon VI, pour ensuite quitter l'installation et être stockée.
La première fraction de tête 3 est réchauffée dans un premier échangeur thermique El, puis est introduite dans un étage à basse pression 15 d'un compresseur Kl couplé à une turbine à gaz GT. Ce compresseur Kl comprend une pluralité d'étages de compression 15, 14, 11 et 30, à des pressions progressivement élevées, et une pluralité de réfrigérants à eau 31, 32, 33 et 34. Après chaque étape de compression, les gaz compressés sont refroidis par passage dans un échangeur thermique, de préférence à eau. La première fraction de tête 3 fournit, à l'issue des étapes de compression et de refroidissement, le gaz combustible comprimé riche en azote 5. Ce gaz combustible est alors collecté et quitte l'installation.
On prélève une petite partie du gaz combustible 5 qui correspond à un flux 6. Ce flux 6 est réfrigéré dans l' échangeur El en cédant sa chaleur à la première fraction de tête 3, pour donner un flux refroidi 22. Ce flux refroidi 22 circule ensuite dans une vanne 23 dont l'ouverture est commandée par un contrôleur de débit en sortie de l' échangeur E2. Le flux 22 est finalement mélangé au flux de gaz naturel liquéfié détendu 2. En se rapportant maintenant à la figure 3, l'installation représentée est destinée à traiter, de façon connue, un gaz naturel liquéfié 1 riche en azoté, pour l'obtention d'une part, d'un gaz naturel liquéfié refroidi et pauvre en azote 4, et d'autre part, d'une première fraction comprimée 5 qui est un gaz combustible, comprimé riche en azote. Dans cette installation, le ballon de séparation VI a été remplacé par une colonne de distillation Cl et un échangeur thermique E2.
Le GNL 1 est d'abord détendu et refroidi dans une turbine de détente X3 dont la vitesse est régulée par un contrôleur de débit de GNL circulant dans la conduite 1, puis est refroidi dans l' échangeur thermique E2., pour fournir un flux refroidi 20. Ce dernier circule dans une vanne 21, dont l'ouverture est commandée par un contrôleur de pression situé sur la conduite 20, en amont de ladite vanne 21, pour fournir un flux de gaz naturel liquéfié détendu 2. Le flux de gaz naturel liquéfié détendu 2 est alors séparé en une première fraction de tête 3 relativement plus 'volatile, et une première fraction de pied 4 relativement moins volatile dans la colonne Cl. La première fraction de pied 4 constituée de gaz naturel liquéfié réfrigéré est collectée et pompée dans une pompe PI, circule dans une vanne 19 dont l'ouverture est régulée par un contrôleur de niveau de liquide dans le fond du ballon VI, pour ensuite quitter l'installation et être stockée. La colonne Cl comporte un rebouilleur de fond de colonne 16 qui utilise du liquide contenu sur un plateau 17. Le flux circulant dans le rebouilleur 16 est réchauffé dans l' échangeur thermique E2 pour être ensuite introduit dans le fond de la colonne Cl. La première fraction de tête 3 suit le . même traitement que présenté sur la figure 2, pour l'obtention d'une première fraction de gaz comprimé 5, qui est un gaz combustible comprimé riche en azote, et d'une deuxième fraction comprimée 6 qui est une fraction de prélèvement de gaz combustible comprimé. De façon similaire, cette dernière fraction est réchauffée dans l' échangeur El pour donner un flux refroidi 22. Ce flux 22 est également mélangé au flux de gaz naturel liquéfié détendu 2.
En se rapportant maintenant à la figure 4, l'installation représentée est destinée à traiter, à l'aide d'un dispositif conforme au procédé de l'invention, un gaz naturel liquéfié 1 riche en azote, pour l'obtention d'une part, d'un gaz naturel liquéfié refroidi et pauvre en azote 4, et d'autre part, d'un gaz combustible comprimé riche en azote 5. Cette installation comporte des éléments communs à la figure 3, notamment la détente et le refroidissement du GNL 1 pour l'obtention du flux de GNL détendu 2. De même, la séparation" en la première fraction de tête 3 et en la première fraction de pied 4 s'effectue de manière similaire dans la colonne Cl. Enfin, le flux de gaz combustible 5 est obtenu, comme précédemment, par compressions et refroidissements successifs. A la différence du procédé présenté sur la figure 3, une deuxième fraction comprimée 6, prélevée sur la première fraction de gaz comprimé 5 alimente un compresseur XKl couplé à une turbine de détente XI pour l'obtention d'une troisième fraction comprimée 7. Celle-ci est refroidie dans un réfrigérant à eau 24, puis est séparée en une quatrième fraction comprimée 8 et en une cinquième fraction comprimée 9.
La quatrième fraction comprimée 8 est refroidie dans l' échangeur thermique El pour fournir une fraction 25 qui est détendue dans la turbine XI . La turbine XI fournit un flux détendu 10 qui est réchauffé dans l' échangeur El pour donner un flux détendu réchauffé 26. Ce flux détendu réchauffé 26 est introduit à un étage à moyenne pression 11 du compresseur Kl.
La cinquième fraction comprimée 9 est refroidie dans l' échangeur thermique El pour fournir une fraction 22 qui est détendue dans une vanne 23 puis est mélangée à la fraction de GNL détendue 2. Le détendeur XI comporte une vanne de guidage d'entrée 27, permettant, par la variation de l'angle d'introduction du flux 25 sur les aubes de la turbine XI, de faire varier la vitesse de rotation de cette dernière, et par conséquent de faire varier la puissance délivrée au compresseur XKl .
En se rapportant maintenant à la figure 5, l'installation représentée est destinée à traiter, à l'aide d'un dispositif conforme au procédé de l'invention, un gaz naturel liquéfié 1 de préférence riche en azote, pour l'obtention d'une part, d'un gaz naturel liquéfié refroidi et pauvre en azote 4, et d'autre part, d'un "gaz combustible comprimé 5 riche en azote, dans le cas où le gaz naturel liquéfié 1 en contient.
Cette installation comporte des éléments communs à la figure 4, notamment la production, par une colonne de distillation Cl d'une première fraction de tête 3, et d'une première fraction de pied 4. De façon similaire, la première fraction de tête 3 est comprimée dans un compresseur Kl et refroidie dans des réfrigérants 31-34 pour l'obtention d'une première fraction comprimée 5. Une deuxième fraction de prélèvement 6 est soutirée de la première fraction comprimée 5 pour être comprimée dans un compresseur XKl couplé à une turbine de détente XI, qui produit en sortie une troisième fraction comprimée 7. Cette dernière est séparée en une quatrième fraction comprimée 8 et en une cinquième fraction comprimée 9.
La quatrième fraction comprimée 8 est refroidie dans 1 ' échangeur thermique El pour fournir une fraction 25 qui est détendue dans la turbine XI. La turbine XI fournit un flux détendu 10 qui est réchauffé dans l' échangeur El pour donner un flux détendu réchauffé 26. Ce flux détendu réchauffé 26 est introduit à un étage à moyenne pression 11 du compresseur Kl.
La cinquième fraction comprimée 9 est refroidie dans l' échangeur thermique El pour fournir une fraction 22 qui est détendue dans une vanne 23 puis est mélangée à la fraction de GNL détendue 2.
Le détendeur XI comporte une vanne de guidage . d'entrée 27, dont la fonction a été définie dans la description de la figure 4.
A la différence de la figure 4, l'installation représentée sur la figure 5 comporte en outre un ballon séparateur V2 dans lequel le flux de gaz naturel détendu 2 est séparé en une deuxième fraction de tête 12 et une deuxième fraction de pied 13.
La deuxième fraction de tête 12 est réchauffée dans 1 ' échangeur El puis est introduite dans un étage à moyenne pression 14" du compresseur Kl, à une pression intermédiaire entre la pression d'entrée de l'étage basse pression 15 et celle de l'étage moyenne pression 11.
La deuxième fraction de pied 13 est refroidie dans un échangeur E2 pour produire une fraction de GNL refroidi 20. Cette dernière fraction est détendue et refroidie dans une vanne 28 pour produire une fraction de GNL détendu et refroidi 29. L'ouverture de la vanne 28 est commandée par un contrôleur de niveau de liquide contenu dans le ballon V2. Le flux 29 est alors introduit dans la colonne Cl pour y être séparé en la première fraction de tête 3 et en la première fraction de pied 4. Comme indiqué lors de la description de la figure 4, la colonne Cl comporte un rebouilleur 16, qui prélève du liquide contenu sur un plateau 17 de la colonne Cl pour le réchauffer dans l' échangeur E2 par échange de chaleur avec le flux 13, et l'introduire en pied de colonne. De même, la première fraction de pied 4 est pompée par une pompe PI et traverse une vanne 19 dont l'ouverture est commandée par un contrôleur de niveau de liquide présent dans le fond de la colonne Cl .
En se rapportant maintenant à la figure 6, l'installation représentée est destinée à traiter, à l'aide d'un dispositif conforme au procédé de l'invention, un gaz naturel liquéfié 1 de préférence pauvre en azote, pour l'obtention d'une part, d'un gaz naturel liquéfié refroidi et pauvre en azote 4, et d'autre part, d'un gaz combustible comprimé 5 riche en. azote, dans le cas de l'utilisation d'un GNL 1 riche en azote .
Cette installation comporte des éléments communs à la figure 2 et aux figures 4 et 5.
De manière simplifiée, la figure 6 est structurellement semblable à la figure 4, à l'exception de la colonne Cl qui a été remplacée par un ballon de séparation VI, et de l' échangeur E2 qui a été supprimé, du fait de l'absence de rebouilleur lors de l'utilisation d'un ballon de séparation. Le flux de GNL détendu. 2 est alors directement introduit dans le ballon séparateur VI pour être séparé en une première fraction de tête 3 et en une première fraction de pied 4.
Le remplacement de la colonne Cl par le ballon VI ne modifie pas le déroulement des étapes du procédé tel qu'il a été décrit pour la figure 5. En revanche, du fait d'une moins bonne performance de séparation du ballon VI par rapport à la colonne Cl, le GNL réfrigéré 4 contiendra normalement plus d'azote dans le cas de l'utilisation d'un dispositif conforme à la figure 6 que dans le cas de l'utilisation d'un dispositif conforme à la figure 5. Bien entendu, le GNL 1 utilisé dans les deux cas est identique physiquement et chimiquement et contient au moins un peu d'azote.
En se rapportant à la figure 7, l'installation représentée est destinée à traiter, à l'aide d'un dispositif conforme au procédé de l'invention, un gaz naturel liquéfié 1, de préférence pauvre en azote, pour l'obtention d'une part, d'un gaz naturel liquéfié refroidi 4, et d'autre part, d'un gaz combustible comprimé 5. Cette installation comporte des éléments communs à la figure 2 et aux figures 4, 5 et 6. De manière simplifiée, la figure 7 est structurellement semblable à la figure 5, à l'exception de la colonne Cl qui a été remplacée par un ballon séparateur VI, et de l' échangeur E2 qui a été supprimé, du fait de l'absence de rebouilleur lors de l'utilisation d'un ballon de séparation. Le flux de GNL détendu 2 est alors directement introduit dans le ballon séparateur V2 pour être séparé en une deuxième fraction de tête 12 et en une deuxième fraction de pied 13. La deuxième fraction de tête 12 est réchauffée dans un échangeur El puis est introduite dans un compresseur Kl à un étage à moyenne pression 14, intermédiaire entre un étage basse pression 15 et un étage à moyenne pression 11, de la même façon que décrit pour la figure 5. Le remplacement de la colonne Cl par le ballon VI ne modifie pas le déroulement des étapes du procédé tel qu'il a été décrit pour la figure 5. En revanche, du fait d'une moins bonne performance de séparation du ballon VI par rapport à la colonne Cl, le GNL réfrigéré 4 contiendra normalement plus d'azote dans le cas de l'utilisation d'un dispositif conforme à la figure 6 que dans le cas de l'utilisation d'un dispositif conforme à la figure 5. Bien entendu, afin de permettre une bonne comparaison, le GNL 1 utilisé dans les deux cas est identique physiquement et chimiquement.
Afin de permettre une appréciation concrète des performances d'une installation fonctionnant selon un procédé conforme à l'invention, des exemple chiffrés sont maintenant présentés, aux fins d'illustration et non de limitation.
Ces exemples sont donnés sur la base de deux gaz naturels différents « A » et « B » dont la composition est donnée ci-après dans le tableau 1 :
Tableau 1
Ces gaz sont volontairement exempts d'hydrocarbures en C5 et supérieurs, afin de ne pas alourdir les calculs.
Les autres conditions opératoires sont identiques et conformes à ce qui suit (les chiffres de référence se rapportent à la fig.l) : - Température du gaz naturel humide 100 : 37°C
- Pression du gaz naturel humide 100 : 54 bar
- Pré-refroidissement par le réfrigérant 113 avant séchage : 23 °C
Température du gaz sec après passage dans l'enceinte 116 : 23,5°C
- Pression du gaz sec : 51 bar
- Température d'eau de refroidissement : 30°C
- Température . en sortie d' échangeur à eau : 37°C
- Température de condensation du propane : 47°C - - Rendement des compresseurs centrifuges Kl, K2 et K3 : 82 %
- Rendement de la turbine de détente X2 : 85 %
- Rendement du compresseur axial XKl: 86 %
- Puissance sur une ligne d'arbre GE6 : 31570 k - Puissance sur une ligne d'arbre GE7 : 63140 kW
- Puissance sur une ligne d'arbre GE5D : 24000 kW La puissance sur une ligne d'arbre représente la puissance disponible sur un arbre de turbine à gaz General Electric de référence GE5D, GE6 et GE7. Des. turbines de ce type sont couplées aux compresseurs Kl, K2 et K3 représentés sur les figures 1-7.
Les débits de gaz naturel à liquéfier seront choisis de façon à saturer les puissances disponibles sur les lignes d'arbre. Les trois cas suivants sont envisagés (pour un procédé de liquéfaction décrit en figure 1) :
- Utilisation pour l'entraînement d'une turbine GE6 et d'une turbine GE7, ce qui correspond à un débit de GNL produit à -160°C d'e"nviron 3 millions de tonnes par. an.
- Utilisation pour l'entraînement de deux turbines GE7, ce qui correspond à un débit de GNL produit à -160°C d'environ 4 millions de tonnes par an.
- Utilisation pour l'entraînement de trois turbines GE7, ce qui correspond à un débit de GNL produit à -160°C d'environ 6 millions de tonnes par an. Une des voies qui permet de calculer facilement l'influence d'un paramètre sans entrer dans le détail d'un procédé est celle de la notion de Travail Théorique associée à celle d'Exergie.
Le travail théorique qu'il faut fournir à un système pour qu'il passe d'un état 1 à un état 2 est donné par l'équation suivante : l-2 = T0 x (SI - S2) - ( Hl - H2) avec : Wl-2: travail théorique (kj/kg) T0 : température de rejet de la chaleur (K)
51 : entropie dans l'état 1 (kJ/(K.kg))
52 : entropie dans l'état 2 (kJ/(K.kg)) Hl : enthalpie dans l'état 1 (kJ/kg)
H2 : enthalpie dans l'état 2 (kj/kg) Dans le cas présent, la température de rejet sera prise égale à 310,15 K (37°C) . L'état 1 sera le gaz naturel à 37°C et 51 bar et l'état 2 sera le GNL à la température T2 et à 50 bar.
Le tableau 2 ci-dessous montre l'évolution du travail théorique pour la liquéfaction des gaz naturels A et B en fonction de la température du GNL en sortie du procédé de liquéfaction. Lorsque la puissance des compresseurs de réfrigération est constante, la diminution du travail théorique se traduit par une augmentation possible de la capacité du cycle de liquéfaction.
Tableau 2
On observe que les chiffres obtenus avec les gaz A et B sont très proches. L'augmentation possible de la capacité est d'environ 1,14 % par °C de température du GNL 1 obtenu en sortie d'unité de liquéfaction présentée sur la figure 1.
La capacité Cl pour une température Tl du GNL produit s'exprime en fonction de la capacité C0 à la température T0, selon l'équation suivante :
Cl = C0 x 1,0114(T1 ~ τo) Avec :
Cl : capacité de production de GNL à Tl (kg/h) C0 : capacité de production de GNL de référence à T0 (kg/h)
Tl : Température de production de GNL (°C) T2 : Température de production de GNL de référence (°C)
Il en résulte qu'à -140°C, la capacité de l'unité de production de GNL est de 125,5% de sa capacité à -160°C, ce qui est considérable.
Le travail réel d'une unité de production de GNL sera évidemment fonction du procédé choisi. Le procédé présenté sur la figure 1, qui est connu sous le nom MCR®, est un procédé bien connu et largement employé qui a été développé par la société APCI .
Ce procédé est mis en œuvre ici d'une façon particulière qui le rend très performant : le cycle propane comporte 4 étages et la réfrigération du MCR (réfrigérant à composants multiples, flux 106, fig.l) et du propane (flux 102, fig.l) s'effectue dans l' échangeur thermique E3 , qui est un échangeur à plaques en aluminium brasé .
Les résultats obtenus sont présentés sur le tableau 3 :
Tableau 3
On observe que ces résultats corroborent parfaitement ceux qui ont été obtenus avec les calculs de travail théorique présentés dans le tableau 1.
Le rendement du procédé de liquéfaction peut être calculé à partir du travail réel et du travail théorique. Celui-ci est sensiblement constant et se situe aux environs de 51,5 %, comme cela peut être observé à partir des résultats présentés sur le tableau 4 :
Tableau 4
Ce résultat est particulièrement satisfaisant. L'utilisateur du -procédé sera toujours assuré de tirer le meilleur parti du procédé de liquéfaction, quelle que soit la température de production de GNL choisie. On constate également que la composition du gaz naturel à liquéfier n'a pas d'importance.
Ainsi, l'utilisation nouvelle du procédé de liquéfaction connu permet d'augmenter la température du GNL 1 obtenu en sortie d'unité de production tout en permettant une augmentation substantielle de la quantité produite, pouvant aller jusqu'à environ 40 % à -130°C.
Le GNL 1 obtenu en sortie d'unité de production décrite précédemment pour la figure 1, peut être déazoté dans une unité de déazotation telle que représentée sur la figure 2 ou sur la figure 3. Cette opération de déazotation est nécessaire lorsque le gaz naturel extrait du gisement contient de l'azote en proportion relativement importante, par exemple d'environ plus de 0,100 %mol à environ 5 à 10 %mol .
L'installation représentée schématiquement sur la figure 2 est une unité de déazotation de GNL à flash final. Le flash est obtenu au moment de la séparation du GNL détendu 2 en une première fraction de tête 3 relativement plus volatile, riche en azote, et en une première fraction de pied 4 relativement moins volatile, pauvre en azote. Cette séparation s'effectue dans un ballon VI, comme décrit précédemment.
Selon un mode de fonctionnement, le GNL 1 de composition « B » contenant de l'azote, produit à -150°C et 48 bar est détendu dans la turbine hydraulique X3 à une pression d'environ 4 bar puis dans une vanne 18 à une pression de 1,15 bar. Le mélange biphasique obtenu 2 est séparé dans le ballon séparateur VI d'une part en le gaz de flash riche en azote 3, et d'autre part en le GNL réfrigéré 4. Le GNL réfrigéré est envoyé vers le stockage, comme décrit plus haut. Le gaz de flash 3, qui constitue la première fraction gazeuse, est réchauffé dans l' échangeur El jusqu'à -70°C avant d'être comprimé jusqu'à 29 bar dans le compresseur Kl. Le compresseur Kl produit une première fraction comprimée 5 qui constitue le gaz combustible enrichi en azote.
Environ 23 % de la première fraction comprimée 5 est recyclée sous la forme d'une fraction 6. Cette dernière est refroidie dans l' échangeur El par échange de chaleur avec le gaz de flash 3, puis est mélangée au flux de GNL refroidi et détendu 2.
Cette disposition permet de liquéfier une partie du gaz de flash (environ 23%) et de réduire la quantité de gaz combustible produite. Les performances d'une unité de déazotation selon ce schéma 2 sont présentées dans le tableau 5 ci-après, dans lequel la colonne intitulée « 1 GE6 + 1 GE7 » correspond à une unité de production de GNL 1 selon le schéma 1, utilisant 1 turbine à gaz GE6 et 1 turbine à gaz GE7 pour les compresseurs K2 et K3 , « 2 GE7 » correspond à l'utilisation de 2 turbines GE7 pour la production de GNL 1, et « 3 GE7 » pour l'utilisation de 3 turbines :
Tableau 5
.L'installation représentée schématiquement sur la figure 3 est une unité de déazotation de GNL à colonne de déazotation. Le remplacement du flash dans le ballon VI par une colonne de déazotation Cl permet une amélioration sensible du rendement d'extraction de l'azote contenu, dans le GNL 1. Dans cette installation, le GNL 1 à -145, 5°C est détendu jusqu'à 5 bar dans la turbine hydraulique de détente X3 , pus est refroidi de -146, 2 °C à -157°C dans l' échangeur E2 par échange de chaleur avec le liquide circulant dans le rebouilleur de fond de colonne 16 pour l'obtention d'un flux de GNL détendu et refroidi 20. Le flux 20 subit une seconde détente à 1,15 bar dans une vanne 21 et alimente la colonne de déazotation Cl en mélange avec du GNL" 22 provenant du recyclage partiel du gaz combustible comprimé 5. En fond de colonne de déazotation Cl, le GNL comporte 0,06 % d'azote, alors que la teneur en azote du GNL en utilisant un flash final était de 1,38 % (fig.2 et tableau 5) . Ce GNL de fond de colonne est pompé par une pompe PI et représente une fraction de GNL refroidi 4 qui est expédiée vers le stockage.
Le gaz combustible 3, qui est la première fraction de tête issue de la colonne Cl, est réchauffée à -75°C dans l' échangeur El, puis est comprimée à 29 bar dans le compresseur Kl et refroidie par les réfrigérants à eau 31-34 pour fournir un gaz combustible comprimé 5.
Un, flux 6, qui représente 23 % du gaz comprimé 5 est recyclée vers la colonne Cl après avoir réchauffé le flux 3 dans l' échangeur El.
Le gaz combustible produit, qui représente 1032 GJ/h dans le cas de l'utilisation d'une turbine GE6 et d'une GE7, est sensiblement identique en pouvoir calorifique total à celui de l'unité de flash final de la fig.2. Il en est de même lors de l'utilisation d'unités de production de GNL plus importantes (2 ou 3 GE7) . L'utilisation de la technique de déazotation par colonne a permis d'augmenter de 5,62 % la capacité du train de liquéfaction, pour un surcoût mineur. Il faut comprendre que c'est l'association de l'utilisation d'une colonne de déazotation Cl et du recyclage de gaz combustible qui mène à ce résultat très encourageant . La puissance du compresseur de gaz combustible Kl dépend de la taille de l'unité. Elle sera de :
- 8087 kW pour une unité de GNL utilisant 1 GE6 associée à 1 GE7,
- 10783 kW pour une unité de GNL utilisant 2 GE7, - 16174 kW une unité de GNL utilisant 3 GE7.
Les puissances de ces machines et les problèmes de démarrage font qu'il est souhaitable d'utiliser une turbine à gaz pour entraîner le compresseur de gaz combustible Kl . Les autres performances du procédé sont présentées sur le tableau 6 :
Tableau 6
Un des problèmes principaux rencontrés dans les installations industrielles de traitement et de liquéfaction de gaz a trait notamment à l'utilisation optimale des appareils de compression, qui représentent un investissement important, tant du point de vue de l'achat, que du point de vue de la consommation d'énergie. En effet, des compresseurs qui nécessitent une. puissance de l'ordre de plusieurs dizaines de milliers de kW se doivent d'être fiables et de pouvoir être utilisés dans des conditions de rendement optimal sur une plage de charge aussi grande que possible. Bien entendu, cette remarque s'applique aussi aux moyens mis en œuvre pour les faire fonctionner. Ces moyens étant habituellement ici des turbines à gaz, en raison de la gamme de puissances disponibles commercialement .
Les turbines à gaz, pour être efficaces, doivent être utilisées à pleine capacité. En prenant pour exemple une unité de déazotation fonctionnant selon l'un quelconque des modes de réalisation décrit dans les figures 2 et 3, la turbine à gaz entraînant le compresseur Kl devra avoir une puissance maximale adaptée à la puissance requise par le compresseur, afin d'obtenir un rendement de compression le plus favorable possible. Cependant, il peut arriver qu'une turbine à gaz travaille dans des conditions telles que la puissance délivrée au compresseur soit nettement en dessous de ses capacités.
C'est le cas par exemple lorsqu'une turbine à gaz GE5d, ayant une puissance de 24000 kW est couplée au compresseur Kl lors de la déazotation par flash final ou par séparation dans une colonne. La conséquence de cette sous-utilisation de la turbine est une diminution du rendement énergétique de la compression relativement à la consommation en énergie de la turbine.
Bien entendu, la puissance compresseur Kl varie en fonction de la taille de l'unité, comme cela a été expliqué plus haut. Ainsi, l'utilisation d'une turbine
GE5d permet de bénéficier d'un excédent de puissance qui s'élève à :
- 15913 kW pour une unité de GNL utilisant 1 turbine GE6 associée à 1 turbine GE7, 13217 kW pour une unité de GNL utilisant 2 turbines GE7,
- 7826 kW pour une unité de GNL utilisant 3 turbines GE7. II est donc souhaitable d'utiliser cet excédent d'énergie disponible. Le procédé conforme à l'invention propose notamment d'utiliser la totalité de la puissance disponible pour entraîner le compresseur Kl .
Le procédé selon l'invention permet aussi d'augmenter la température en sortie du procédé de liquéfaction pour l'obtention du flux de GNL 1, et d'utiliser l'excédent de puissance disponible sur la turbine à gaz entraînant Kl afin de refroidir le GNL à moins 160°C. En outre, le procédé conforme à l'invention permet, du fait de la possibilité d'augmenter la température du GNL 1 produit par exemple selon le procédé APCI , d'augmenter le débit de GNL refroidi à -160°C de façon importante, pouvant aller dans certains cas jusqu'à environ 40 %.
Le procédé de l'invention a le mérite de pouvoir être mis en œuvre de façon aisée, en raison de la simplicité des moyens nécessaires à sa réalisation.
Un mode de réalisation conforme au procédé de' l'invention, mettant en œuvre une colonne de déazotation Cl, est présenté sur la figure 4, décrite plus haut. Pour une même puissance de turbine entraînant le compresseur Kl, les conditions opératoires vont dépendre de la capacité de l'unité de liquéfaction de gaz naturel. Un GNL 1 est produit à -140, 5°C par le procédé APCI représenté sur la figure 1. Ce procédé a été mis en œuvre en utilisant deux turbines à gaz GE7 pour l'entraînement des compresseurs K2 et K3. Ce GNL 1 entre dans l'installation présentée sur la figure 4. Il est détendu jusqu'à 6,1 bar dans la turbine de détente hydraulique X3 entraînant un générateur d'électricité, puis il est refroidi de -141,2 à -157°C dans un échangeur thermique E2 par échange de chaleur avec un liquide circulant dans un rebouilleur de fond de colonne 16, pour fournir un GNL refroidi 21. Ce dernier est détendu à 1,15 bar dans une vanne 21 pour l'obtention d'un flux détendu 2 qui alimente une colonne Cl en mélange avec un flux 22, comme indiqué plus haut dans la description des figures.
Le flux de GNL 4, soutiré en pied de colonne Cl, comporte 0,00% d'azote.
Le gaz combustible 3, est réchauffé à -34 °C dans l' échangeur El, puis est comprimé à 29 bar dans le compresseur Kl pour alimenter ' un réseau de gaz combustible.
Une première " différence avec le procédé connu provient de la quantité de gaz comprimé 6 prélevé du flux de gaz combustible 5 : elle s'élève maintenant à environ 73 %. Ce gaz comprimé 6 est comprimé à 38,2 bar dans le compresseur XKl pour fournir une fraction 7. Cette dernière est refroidie à 37°C dans un échangeur à eau 24 puis est séparée en deux courants 8 et 9. Le courant 8, majoritaire, qui représente 70 % du flux 7, est refroidi à -82 °C par passage dans l' échangeur El, puis alimente la turbine XI, couplée au compresseur XKl. Le flux détendu en sortie de turbine 10, à une pression de 9 bar et une température de -138°C est réchauffé dans l' échangeur El à 32 °C, puis alimente le compresseur Kl à un étage à moyenne pression 11 qui est le troisième étage.
Le courant 9, minoritaire, qui représente 30 % du flux 7, est liquéfié et refroidi jusqu'à -160°C et retourne à la colonne de déazotation Cl.
Le gaz combustible produit représente 1400 GJ/h, il est identique en pouvoir calorifique total à celui de l'unité de flash final. L'utilisation de la technique de déazotation et du procédé de l'invention a permis d'augmenter de 11,74 % la capacité du train de liquéfaction, pour un surcoût raisonnable. Il faut comprendre que c'est l'association d'une utilisation d'une colonne de déazotation, du recyclage de gaz combustible comprimé et du cycle à turbine de détente, qui mène à ce résultat très surprenant .
Pour les autres tailles d'unité de production de GNL, les résultats sont présentés dans le tableau 7 :
Tableau 7 On observe que les augmentations de capacité sont de :
- 14,2 % pour une unité de GNL utilisant une turbine GE7 associée à une turbine GE6,
11,7 % pour une unité de GNL utilisant deux turbines GE7 ,
8,21 % pour une unité de GNL utilisant trois turbines GE7. Le procédé selon l'invention présente en outre un intérêt considérable pour la régulation de la quantité de gaz combustible produite. En effet, il est dès lors possible d'avoir "une production soutenue de gaz combustible, comme cela est montré par un exemple chiffré dans le tableau 8, ci-après :
Tableau 8
On constate que lorsque la quantité de gaz combustible passe de 1400 à 2800 GJ/h, il est alors possible d'augmenter la capacité de 13,39 %, c'est à dire que 1,65 % d'augmentation de capacité (13,39 % moins 11,74 %) sont dus à l'augmentation de production de gaz combustible.
Un autre mode de réalisation conforme au procédé de l'invention, mettant en œuvre une colonne de déazotation Cl, est présenté sur la figure 5, décrite plus haut. A la différence de la figure 4, ce mode de réalisation met en jeu un ballon séparateur V2.
Le GNL 1, de composition « B » obtenu à -140, 5°C sous une pression de 48,0 bar avec un débit de 33294 kmol/h, est détendu à 6,1 bar et moins 141,25°C dans la turbine hydraulique X3 , puis est à nouveau détendu à 5,1 bar et -143,39°C dans la vanne 18, pour fournir le flux détendu 2.
Le flux 2 (33294 kmol/h) est mélangé au flux 35 (2600 kmol/h) pour l'obtention du flux 36 (35894 kmol/h), à -146,55°C.
Le flux 35 est composé de 42,97 % d'azote, de 57,02
% de méthane et de 0", 01 % d'éthane.
Le flux 36, qui est composé de 6,79 % d'azote, 85,83 % de méthane, 4,97 % d'éthane, 1,71 % de propane, 0,27 % d' isobutane et de 0,44 % de n-butane, est séparé dans le ballon V2 en la deuxième fraction de tête 12 (1609 kmol/h) , et en la deuxième fraction de pied 13 (34285 kmol/h) . Le flux 12 ( 45,58 % d'azote, 54,4 % de méthane et
0,02 % d'éthane) est réchauffé jusqu'à 33 °C dans l' échangeur El, pour fournir un flux 37 qui alimente, à
4,9 bar, le compresseur Kl à l'étage à moyenne pression
14. Le flux 13 ( 4,97 % d'azote, 87,30 % de méthane,
5,20 % d'éthane, 1,79 % de propane, 0,28 % d' isobutane et de 0,46 % de n-butane) est refroidi dans l' échangeur thermique E2 pour fournir le flux 20 à -157°C et 4,6 bar.
Ce dernier est détendu dans la vanne 28 pour l'obtention du flux 29 à -165,21°C et 1,15 bar, qui est introduit dans la colonne Cl .
La colonne Cl produit en tête la première fraction de tête 3 (4032 kmol/h) à -165,13°C. La fraction 3 (41,73
% d'azote et 58,27 % de méthane) est réchauffée dans l' échangeur El pour donner le flux 41 à -63,7°C et 1,05 bar. Le flux 41 alimente l'aspiration basse pression 15 du compresseur Kl. La colonne Cl produit la première fraction de pied 4 à -159,01°C et 1,15 bar avec un débit de 30253 kmol/h. Cette fraction 4 ( 0,07 % d'azote, 91,17 % de méthane, 5,90 % d'éthane, 2,03 % de propane, 0,32 % d' isobutane et de 0,52 % de n-butane) est pompée par la pompe PI pour fournir une fraction 39 à 4,15 bar et -158,86°C, puis quitte l'installation.
La colonne Cl est équipée du rebouilleur de fond de colonne 16, qui refroidit le flux 13 pour l'obtention du flux 20.
Le compresseur Kl produit le flux compressé 5 à 37°C et 29 bar avec un débit de 11341 kmol/h. Ce flux de gaz combustible 5 (42,90 % d'azote et 57,09 % de méthane) est séparé en un flux 40, qui représente 3041 kmol/h, qui quitte l'installation, et en un flux 6, qui représente 8300 kmol/h, qui est compressé dans le compresseur XKl.
Le compresseur XKl produit le flux comprimé 7 à 68,18°C et 39,7 bar. Le flux 7 est refroidi à 37°C dans 1 ' échangeur à eau 24, puis est séparé en les flux 8 et 9. Le flux 8 (5700 kmol/h) est refroidi dans l'échangeur El pour donner le flux 25 à -74°C et 38,9 bar.
Le flux 9 (2600 kmol/h) est refroidi dans l'échangeur El pour donner le flux 22 à -155°C et 38,4 bar. Ce dernier est ensuite détendu dans la vanne 23 pour fournir le flux 35 à -168°C et 5,1 bar.
Le flux 25 est détendu dans la turbine de détente XI qui produit la fraction 10 à une température de -139, 7°C et une pression de 8,0 bar. Cette fraction 10 est ensuite réchauffée dans l'échangeur El qui produit la fraction 26 à une température de 32°C et une pression de 7,8 bar.
La fraction 26 alimente le compresseur Kl sur l'étage à moyenne pression 11. Le compresseur Kl et le détendeur XI ont les performances suivantes : Unité de déazotation puissance du compresseur Kl 22007 kW puissance du détendeur XI 2700 kW
L'utilisation du ballon V2 permet un gain d'environ 2000 kW sur la puissance du compresseur Kl. De ces études sur le gaz B, riche en azote, il découle du procédé conforme à l'invention que :
- l'augmentation de la température du GNL en sortie du procédé de liquéfaction permet d'obtenir une augmentation de capacité de production de GNL de 1,2 % par °C, l'utilisation d'une colonne de déazotation associée à une liquéfaction d'une partie du gaz combustible produit est beaucoup plus efficace qu'un flash final, - la saturation de la puissance de la turbine à gaz attelée au compresseur Kl par l'utilisation du nouveau procédé permet d'obtenir un gain important de capacité de production de GNL,
- l'augmentation de la quantité de gaz combustible produit permet d'obtenir une augmentation supplémentaire de la capacité de production de GNL,
- l'ajout du ballon séparateur V2 permet d'améliorer la charge du compresseur Kl et de baisser le coût de son utilisation. L'étude suivante concerne l'utilisation du gaz A pauvre en azote, dans laquelle l'unité de flash final ne produit pas de gaz combustible.
De façon connue, du gaz naturel contenant très peu d'azote ne nécessite pas l'utilisation d'un flash final. Le GNL peut alors être produit directement à -160°C et être expédié vers le stockage après détente dans une turbine hydraulique, par exemple semblable à X3 : Il s'agit de la technique du sous-refroidissement poussé. Lorsqu'on choisit le sous refroidissement poussé, les sources de gaz combustible peuvent être d'origines diverses :
- gaz de tête de déméthaniseur, - gaz de tête de colonne de stabilisation des condensats,
- gaz d'évaporation des bacs de stockage,
- gaz de régénération des sécheurs de gaz naturel, etc. II n'est alors plus possible d'ajouter une source de gaz combustible sans créer un risque d'excédent de gaz combustible. Si on désire augmenter la capacité de la ligne de production" de GNL en augmentant la température du GNL produit par le procédé de liquéfaction, il faut mettre en place un procédé qui ne produise pas ou peu de gaz combustible.
Le procédé conforme à l'invention permet d'atteindre ce but. Il permet d'augmenter la température du GNL en sortie de procédé de liquéfaction et par conséquent d'augmenter le débit de GNL refroidi 4, produit à des fins de stockage.
Ce procédé est présenté à la figure 6, et a été décrit plus haut. Pour une même puissance de turbine attelée au compresseur Kl, les conditions opératoires vont dépendre de la capacité de l'unité de liquéfaction. Le cas d'une utilisation de GNL 1 provenant d'une unité de production de GNL comportant 2 turbines GE7 est décrit ci-après à titre d'exemple :
Le GNL 1 à une température de -147°C est détendu à 2,7 bar dans la turbine hydraulique X3 entraînant un générateur électrique, puis subit une seconde détente à 1,15 bar dans la vanne 18, et alimente le ballon de flash VI en mélange avec du GNL provenant de la liquéfaction du gaz combustible comprimé 5. En fond de ballon VI, le GNL est à -159, 2°C et 1,15 bar. Il quitte alors l'installation pour être stocké. Le gaz combustible 3, qui est la première fraction de tête, est réchauffé jusqu'à 32°C dans l'échangeur El avant d'être comprimé à 29 bar dans le compresseur Kl, pour alimenter éventuellement le réseau de gaz combustible. Dans le cas présent, la totalité du gaz combustible est envoyé dans le compresseur XKl pour fournir le flux comprimé 7 à 41,5 bar. Ce flux est ensuite refroidi à 37°C dans l'échangeur à eau 24, puis est partagé en deux courants 8 et 9. Le flux 8, qui représente 79 % du flux 7, est refroidi jusqu'à -60°C avant d'alimenter la turbine XI attelée au compresseur XKl. La turbine XI fournit le gaz détendu 10, à une pression de 9 bar et une température de -127°C. Ce flux 10 est réchauffé dans l'échangeur El pour l'obtention d'un flux réchauffé 26, à 32°C, puis alimente le compresseur Kl sur l'aspiration de son troisième étage.
Le flux 9, qui représente 21 % du flux 7, est liquéfié et refroidi jusqu'à -141°C dans l'échangeur El et retourne dans le ballon de flash VI.
L'utilisation du nouveau procédé a permis d'augmenter de 15,82 % la capacité du train de liquéfaction, pour un surcoût raisonnable.
Il faut comprendre que c'est l'association du recyclage de gaz combustible comprimé et du cycle à turbine de détente qui mène à ce résultat très surprenant .
Pour des unités de production de GNL de taille différente, les résultats sont présentés dans : - le tableau 9, qui correspond aux caractéristiques d'une unité fonctionnant selon le mode de réalisation du procédé de l'invention tel que présenté sur la figure 6,
- le tableau 10, donné à titre de comparaison, qui présente les caractéristiques d'une unité de réfrigération de GNL par la technique du sous refroidissement poussé.
Tableau 9
Tableau 10 Les augmentations de capacité pour l'utilisation d'une installation conforme au procédé de l'invention, par rapport à la technique du sous refroidissement poussé sont les suivantes : - 19,6 % pour une unité de GNL utilisant 1 turbine GE6 associée à une turbine GE7,
- 15,8 % pour une unité de GNL utilisant 2 turbines GE7,
- 10,9 % pour une unité de GNL utilisant 3 turbines GE7.
Le mode de réalisation du procédé conforme à l'invention selon la figure 6 permet également la production de gaz combustible, lorsque cela est souhaité.
Cette éventualité est illustrée par un exemple chiffré dans le tableau 11, ci-après :
Tableau 11
Lorsque la production de gaz combustible passe de 0 à 785 GJ/h, il est alors possible d'augmenter la capacité de 18,13 %, c'est à dire que 2,31 % d'augmentation de capacité (18,13 % moins 15,82 %) sont dus à la production de gaz combustible. Ce résultat est beaucoup plus net que celui obtenu avec une installation de déazotation.
Un autre mode de réalisation conforme au procédé de l'invention, mettant en œuvre une colonne de déazotation Cl, est présenté sur la figure 7, décrite plus haut. A la différence de la figure 6, ce mode de réalisation met en jeu un ballon séparateur V2.
Le GNL 1, de composition « A » obtenu à -147°C sous une pression de 48,0 bar avec un débit de 30885 kmol/h, est détendu à 2,7 bar et moins 147,63°C dans la turbine hydraulique X3, puis est à nouveau détendu à 2,5 bar et moins 148,33°C dans la vanne 18, pour fournir le flux détendu 2.
Le flux 2 (30885 kmol/h) est mélangé au flux 35 (3127 kmol/h) pour l'obtention du flux 36 (34012 kmol/h), à -149,00°C.
Le flux 35 est composé de 3,17 % d'azote, de 96,82 % de méthane et de 0,0"! % d'éthane.
Le flux 36, qui est composé de 0,38 % d'azote, 91,90 % de méthane, 4,09 % d'éthane, 2,27 % de propane, 0,54 % d' isobutane et de 0,82 % de n-butane, est séparé dans le ballon V2 en la deuxième • fraction de tête 12 (562 kmol/h) , et en la deuxième fraction de pied 13 (33450 kmol/h) . Le flux 12 (5,41 % d'azote, 94,57 % de méthane et 0,02 % d'éthane) est réchauffé jusqu'à 34°C dans l'échangeur El, pour fournir un flux 37 qui alimente, à 2,4 bar, le compresseur Kl à l'étage à moyenne pression 14. Le flux 13 (0,03 % d'azote, 91,85 % de méthane, 4,16 % d'éthane, 2,31 % de propane, 0,55 % d'isobutane et de 0,83 % de n-butane) est détendu dans la vanne 28 pour l'obtention du flux 29 à -159,17°C et 1,15 bar, qui est introduit dans le ballon séparateur VI. Le ballon VI produit en tête la première fraction de tête 3 (2564 kmol/h) à -159,17°C. La fraction 3 (2,72 % d'azote, 97,27 % de méthane et 0,01 % d'éthane) est réchauffée dans l'échangeur El pour donner le flux 41 à moins 32,21°C et 1,05 bar. Le flux 41 alimente l'aspiration basse pression 15 du compresseur Kl.
Le ballon VI produit la première fraction de pied 4 à - 59,17°C et 1,15 bar avec un débit de 30886 kmol/h. Cette fraction 4 ( 0,10 % d'azote, 91,40 % de méthane, 4,50 % d'éthane, 2,50 % de propane, 0,60 % d' isobutane et de 0,90 % de n-butane) est pompée par la pompe PI pour fournir une fraction 39 à 4,15 bar et -159,02°C, puis quitte l'installation.
Le compresseur Kl produit le flux compressé 5 à 37°C et 29 bar avec un débit de 13426 kmol/h. Ce flux de gaz combustible 5 (3,18 % d'azote, 96,81 % de méthane et 0,01
% d'éthane) est compressé en totalité dans le compresseur XKl, sans production de gaz combustible 40.
Le compresseur XKl produit le flux comprimé 7 à
72,51°C et 42,7 bar. Le flux 7 est refroidi à 37°C dans l'échangeur à eau 24", puis est séparé en les flux 8 et 9.
Le flux 8 (10300 kmol/h) est refroidi dans l'échangeur El pour donner le flux 25 à -56°C et 41,9 bar.
Le flux 9 (3126 kmol/h) est refroidi dans l'échangeur El pour donner le flux 22 à -141°C et 41,4 bar. Ce dernier est ensuite détendu dans la vanne 23 pour fournir le flux 35 à -152,37°C et 2,50 bar.
Le flux 25 est détendu dans la turbine de détente XI qui produit la fraction 10 à une température de -129,65°C et une pression de 8,0 bar. Cette fraction 10 est ensuite réchauffée dans l'échangeur El qui produit la fraction 26 à une température de 34°C et une pression de 7,8 bar.
La fraction 26 alimente le compresseur Kl sur l'aspiration de l'étage à moyenne pression 11. Le compresseur Kl et le détendeur XI ont les performances suivantes :
Unité de déazotation Kl
L'utilisation du ballon V2 permet un gain d'environ 1000 kW sur la puissance du compresseur Kl. Enfin, de ces études sur le gaz A, pauvre en azote, il découle du procédé conforme à l'invention que :
- l'augmentation de la température du GNL en sortie du procédé de liquéfaction permet d'obtenir une augmentation de capacité de production de GNL de 1,2 % par °C, ce résultat étant identique à celui obtenu avec le gaz A,
- l'utilisation d'un flash final (ballon VI) et la saturation de la puissance de la turbine à gaz entraînant le compresseur Kl permet d'obtenir, grâce au procédé de l'invention, un gain important de capacité de production de GNL, sans produire de gaz combustible,
- la production de gaz combustible permet d'obtenir une augmentation de la capacité de production de GNL. Ce gain est non négligeable et peut s'avérer un facteur décisif, l'ajout du ballon séparateur V2 permet d'améliorer la charge du compresseur Kl et de réduire le coût de son utilisation.

Claims

REVENDICATIONS
1. Procédé de réfrigération d'un gaz naturel liquéfié (1) sous pression contenant du méthane et des hydrocarbures en C2 et supérieurs, comprenant une première étape (I) dans laquelle (la) on détend ledit gaz naturel liquéfié (1) sous pression pour fournir un flux de gaz naturel liquéfié détendu (2) , dans laquelle (Ib) on sépare ledit gaz naturel liquéfié détendu (2) en une première fraction de tête (3) relativement plus volatile, et une première fraction de pied (4) relativement moins volatile, dans laquelle (le) la première fraction de pied
(4) constituée de gaz naturel liquéfié réfrigéré est collectée, dans laquelle (Id) on réchauffe, on comprime dans un premier compresseur (Kl) et on refroidit la première fraction de tête (3) pour fournir une première fraction comprimée (5) de gaz combustible qui est collectée, dans laquelle (le) on prélève de la première fraction comprimée (5) une deuxième fraction comprimée (6) qui est ensuite refroidie puis mélangée au flux de gaz naturel liquéfié détendu (2), caractérisé en ce qu'il comprend une deuxième étape (II) dans laquelle (lia) la deuxième fraction comprimée (6) est comprimée dans un second compresseur (XKl) couplé à une turbine de détente (XI) pour fournir une troisième fraction comprimée (7) , dans laquelle (Ilb) la troisième fraction comprimée (7) est refroidie puis séparée en une quatrième fraction comprimée (8) et en une cinquième fraction comprimée (9) , dans laquelle (Ile) la quatrième fraction comprimée (8) est refroidie et détendue dans la turbine de détente (XI) couplée au second compresseur (XKl) pour fournir une fraction détendue (10) qui est ensuite réchauffée puis introduite à un premier étage à moyenne pression (11) du compresseur (Kl) , et dans laquelle (Ild) la cinquième fraction comprimée (9) est refroidie puis mélangée au flux de gaz naturel liquéfié détendu (2) .
2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le flux de gaz naturel liquéfié détendu (2) est séparé avant l'étape (Ib) en une deuxième fraction de tête (12) et en une deuxième fraction de pied (13) , en ce que la deuxième fraction de tête (12) est réchauffée puis introduite dans le premier compresseur (Kl) à un deuxième étage à moyenne pression (14) intermédiaire entre le premier étage à moyenne pression (11) et un étage à basse pression (15) , et en ce que la deuxième fraction de pied (13) est séparée en la première fraction de tête (3) et en la première fraction de pied (4) .
3. Procédé selon la revendication 1 ou la revendication 2, caractérisé en ce que chaque étape de compression est suivie d'une étape de refroidissement.
4. Gaz naturel liquéfié réfrigéré (4) obtenu par le procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes .
5. Gaz combustible (5) obtenu par le procédé selon l'une quelconque des revendications 1 - 3.
6. Installation de réfrigération d'un gaz naturel liquéfié (1) sous pression contenant du méthane et des hydrocarbures en C2 et supérieurs, comprenant des moyens pour effectuer une première étape (I) dans laquelle (la) on détend ledit gaz naturel liquéfié (1) sous pression pour fournir un flux de gaz naturel liquéfié détendu (2) , dans laquelle (Ib) on sépare ledit gaz naturel liquéfié détendu (2) en une première fraction de tête (3) relativement plus volatile, et une première fraction de pied (4) relativement moins volatile, dans laquelle (le) la première fraction de pied (4) constituée de gaz naturel liquéfié réfrigéré est collectée, dans laquelle
(Id) on réchauffe, on comprime dans un premier compresseur (Kl) et on refroidit la première fraction de tête (3) pour fournir une première fraction comprimée (5) de gaz combustible qui est collectée, dans laquelle (le) on prélève de la première fraction comprimée (5) une deuxième fraction comprimée (6) qui est ensuite refroidie puis mélangée au flux de gaz naturel liquéfié détendu (2), caractérisée en ce qu'elle comprend des moyens pour effectuer une deuxième étape (II) dans laquelle (lia) la. deuxième fraction comprimée (6) est comprimée dans un second compresseur (XKl) couplé à une turbine de détente (XI) pour fournir une troisième fraction comprimée (7) , dans laquelle (Ilb) la troisième fraction comprimée (7) est refroidie puis séparée en une quatrième fraction comprimée (8) et en une cinquième fraction comprimée (9) , dans laquelle (Ile) la quatrième fraction comprimée (8) est refroidie et détendue dans la turbine de détente (XI) couplée au second compresseur (XKl) pour fournir une fraction détendue ("10) qui est ensuite réchauffée puis introduite à un premier étage à moyenne pression (11) du compresseur (Kl) , et dans laquelle (Ild) la cinquième fraction comprimée (9) est refroidie puis mélangée au flux de gaz naturel liquéfié détendu (2) .
7. Installation selon la revendication 6, caractérisée en ce qu'elle comprend des moyens pour séparer le flux de gaz naturel liquéfié détendu (2) avant l'étape (Ib) en une deuxième fraction de tête (12) et en une deuxième fraction de pied (13), en ce qu'elle comprend des moyens pour réchauffer puis introduire la deuxième fraction de tête (12) dans le premier compresseur (Kl) à un deuxième étage à moyenne pression
(14) intermédiaire entre le premier étage à moyenne pression (11) et un étage à basse pression (15) , et en ce qu'elle comprend des moyens pour séparer la deuxième fraction de pied (13) en la première fraction de tête (3) et en la première fraction de pied (4) .
8. Installation selon la revendication 6 ou la revendication 7, caractérisée en ce que la première fraction de tête (3) et la première fraction de pied (4) sont séparées dans un premier ballon séparateur (VI) .
9. Installation selon la revendication 6 ou la revendication 7, caractérisée en ce que la première fraction de tête (3) et la première fraction de pied (4) sont séparées dans une colonne de distillation (Cl) .
10. Installation selon l'une quelconque des revendications 6 - 9 , caractérisée en ce que le flux de gaz naturel liquéfié détendu (2) est séparé en la deuxième fraction de tête (12) et en la deuxième fraction de pied (13) dans un deuxième ballon séparateur (V2) .
11. Installation selon la revendication 9, caractérisée en ce que la colonne de distillation (Cl) comporte au moins un rebouilleur latéral et/ou de fond de colonne (16) , en ce que du liquide prélevé sur un plateau (17) de la colonne de distillation (Cl) circulant dans ledit rebouilleur (16) est réchauffé dans un échangeur thermique (E2) puis est réintroduit dans la colonne de distillation (Cl) à un étage inférieur audit plateau (17) , et en ce que le flux de gaz naturel liquéfié détendu (2) est refroidi dans ledit échangeur thermique (E2) .
12. Installation selon l'une quelconque des revendications 6 à 11, caractérisée en ce que le refroidissement de la première fraction de tête (3) et de la fraction détendue (10) , et le réchauffement de la quatrième fraction comprimée (8) et de la cinquième fraction comprimée (9), s'effectue dans un seul premier échangeur thermique (El) .
13. Installation selon l'une quelconque des revendications 6 à 12, en combinaison avec la revendication 7, caractérisée en ce que la deuxième fraction de tête (12) est réchauffée dans le premier échangeur thermique (El) .
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