EP1828697B1 - Procede et installation de production de gaz naturel traite , d ' une coupe riche en hydrocarbures en c3 + et courant riche en ethane - Google Patents

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EP1828697B1
EP1828697B1 EP05850537A EP05850537A EP1828697B1 EP 1828697 B1 EP1828697 B1 EP 1828697B1 EP 05850537 A EP05850537 A EP 05850537A EP 05850537 A EP05850537 A EP 05850537A EP 1828697 B1 EP1828697 B1 EP 1828697B1
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Definitions

  • the present invention relates to a process for the simultaneous production of treated natural gas, a C 3 + hydrocarbon-rich fraction and, in at least some production conditions, an ethane-rich stream, from a natural gas.
  • starting material comprising methane, ethane and C 3 + hydrocarbons according to the preamble of claim 1.
  • the process of the present invention is applicable to plants intended to produce, from a natural gas extracted from the subsoil, a treated natural gas, possibly intended to be liquefied, a C 3 + hydrocarbon fraction, and a stream rich in ethane of variable flow.
  • the process of the aforementioned type is optimized to simultaneously extract substantially all the C 3 + hydrocarbons in the starting natural gas, and a high proportion of ethane from the starting gas.
  • the propane extraction rate is close to 99%.
  • extraction rate refers to the ratio of the difference between the molar flow rate of a constituent in the starting natural gas and the molar flow rate of the constituent in the treated natural gas produced at the molar flow rate. constituent in the starting natural gas.
  • the aforementioned article proposes to install in the existing plant, a secondary unit optimized for the production of C 3 + hydrocarbons when the extraction of ethane is low or nothing.
  • the plant operator then selectively sends, depending on the amount of ethane required, the starting natural gas in the unit optimized for high ethane extraction rates or in the optimized unit for rates. low or zero ethane extraction.
  • the method is therefore complex to implement and expensive, in particular because of the maintenance costs of the installation in which it is implemented.
  • An object of the invention is to provide a method of the aforementioned type, which allows by simple and inexpensive means to substantially extract the all of the C 3 + hydrocarbons of a starting natural gas stream, regardless of the amount of ethane produced by the process.
  • the subject of the invention is a method according to claim 1.
  • the method according to the invention may comprise one or more of the features which are the subject of claims 2 to 8.
  • the invention further relates to an installation according to claim 9.
  • the installation according to the invention may comprise one or more of the features which are the subject of claims 10 to 15.
  • the installation 11 shown in the Figure is intended for the simultaneous production, from a source 13 of natural gas, desulfurized, dry, and at least partially decarbonated, a natural gas treated as the main product, d a section 17 of C 3 + hydrocarbons, and a stream 19 rich in ethane, adjustable flow.
  • At least partially decarbonated means that the carbon dioxide content in the starting gas 13 is advantageously less than or equal to 50 ppm when the treated natural gas is to be liquefied. This content is advantageously less than 3% when the treated natural gas is sent directly to a gas distribution network.
  • This installation 11 comprises a unit 21 for recovering C 2 + hydrocarbons, and a unit 23 for fractionating these C 2 + hydrocarbons.
  • the unit 21 for recovering C 2 + hydrocarbons successively comprises, downstream of the source 13, a first heat exchanger 25, a first separator tank 27, a turbine 29 coupled to a first compressor 31, a first heat exchanger 33, and a recovery column 35 provided with an upper side reboiler 37, a lower side reboiler 39 and a bottom reboiler 41.
  • the unit 21 further comprises a second compressor 43 driven by an external energy source and a first refrigerant 45.
  • the unit 21 also comprises a pump 47 bottom of the column.
  • the fractionation unit 23 comprises a fractionation column 61.
  • the column 61 comprises at the head a top condenser 63, and at the bottom a reboiler 65.
  • the overhead condenser 63 comprises a second refrigerant 67 and a second separator tank 69 associated with a reflux pump 71 and a second head exchanger 73 of the column 35.
  • the starting gas 13 is separated into a main stream 101 and a secondary stream 103.
  • the ratio of the flow rate of the secondary stream 103 to the flow rate of the starting gas 13 is for example between 20% and 40%.
  • the main stream 101 is cooled in the first heat exchanger 25 to form a cooled gas stream 105.
  • the secondary stream 103 is successively cooled in heat exchangers respective lower and upper side reboilers 37, 109, 109, to form a cooled secondary stream 111 which is mixed with the cooled main stream 105.
  • the mixture 113 obtained is introduced into the separator tank 27 in which a separation between a gaseous phase 115 and a liquid phase 117 takes place.
  • the liquid phase 117 forms, after passing through an expansion valve 119, a relaxed liquid phase 120 which is introduced at a first intermediate level N1 of the recovery column 35 situated in the upper region of the column, above the lateral reboilers 37 and 39.
  • intermediate level is meant a location comprising distillation means, above and below this level.
  • the gaseous fraction 115 is separated into a feed stream 121 and a reflux stream 123.
  • the feed stream 121 is expanded in the turbine 29 to provide a relaxed feed stream 125, which is fed into the recovery column At a second intermediate level N2, located above the first intermediate level N1.
  • the reflux stream 123 is partially condensed in the first head exchanger 33, and then expanded in an expansion valve 127, to form a relaxed reflux stream 128.
  • This stream 128 is introduced into the recovery column 35 at a third intermediate level. N3, located above the intermediate level N2.
  • the pressure of the recovery column 35 is for example between 15 and 40 bar.
  • the recovery column 35 produces a top stream 131 which is separated into a major fraction 133 and a minor fraction 135.
  • the major fraction 133 is reheated in the first head exchanger 33 by heat exchange with the reflux stream 123 to form a major fraction heated up 137.
  • the ratio of the flow of the minority fraction 135 to the majority fraction 133 is for example less than 20%.
  • the minor fraction 135 is reheated in the second head exchanger 73 to form a heated fraction 136.
  • This fraction 136 is mixed with the heated majority fraction 137 to form a heated treated gas stream 139.
  • This stream 139 is reheated in the first heat exchanger 25 by heat exchange with the main stream 101 of the pretreated natural gas.
  • the warmed treated natural gas 139 is then compressed in the first compressor 31, then in the second compressor 43, and cooled in the first refrigerant 45 to form the treated natural gas 15.
  • the treated gas contains 0.0755 mol% hydrogen, 0.0049% carbon dioxide, 1.2735 mol% nitrogen, 90.8511 mol% methane, 7.7717 mol% C hydrocarbons. 2 , 0.0232 mol% of C 3 hydrocarbons and a C 4 hydrocarbon content of less than 1 ppm.
  • This treated gas comprises a C 6 + hydrocarbon content of less than 1 ppm, a water content of less than 1 ppm, advantageously less than 0.1 ppm, a sulfur dioxide content of less than 4 ppm, and a content of dioxide. less than 50 ppm carbon.
  • the treated gas can thus be sent directly to a liquefaction train to produce liquefied natural gas.
  • Reboiler streams 163, 161 are withdrawn from the column 35 and are reintroduced into the column 35 after reheating in the respective exchangers 109, 107 of the upper and lower reboilers 37 and 39, by heat exchange with the minority current 111 of the natural gas. 'Entrance.
  • a bottom reboiler stream 165 is withdrawn in the vicinity of the bottom of the column 35. This stream 165 passes into a bottom heat exchanger 167 in which it is reheated by heat exchange with an adjustable temperature reheating stream 169. The heated reboiler stream is then reintroduced into the column 35.
  • a bottom stream 171 rich in C 2 + hydrocarbons is extracted from the bottom of the fractionation column 35 to form a C 2 + hydrocarbon fraction.
  • the bottom stream 171 is pumped by the bottom pump 47 and introduced at an intermediate level P1 of the fractionation column 61.
  • the fractionation column 61 operates a pressure of between 20 and 42 bar.
  • the pressure of the fractionation column 61 is at least 1 bar higher than the pressure of the recovery column 35.
  • a bottom stream 181 is removed from the fractionation column 61 to form the C 3 + hydrocarbon section 17.
  • the extraction rate of C 3 + hydrocarbons in the process is greater than 99%. In all cases, the propane extraction rate is greater than 99% and the C 4 + hydrocarbon extraction rate is greater than 99.8%.
  • the molar ratio of ethane to propane in section 17 is less than 2% and in particular substantially equal to 0.5%.
  • the ethane-rich stream 19 is withdrawn directly at an intermediate level P2 located in the upper region of the fractionation column 61.
  • This stream comprises 0.57% methane, 97.4% ethane, 2% propane and 108 ppm carbon dioxide.
  • the number of theoretical plates between the head of the column 61 and the upper level P2 is for example between 1 and 7.
  • the level P2 is greater than the supply level P1.
  • the content of methane and propane in the bottom stream 171, and thus in the stream 19, is regulated in particular by the temperature of the reheating current 169 of the bottom reboiler. These contents are preferably less than 1% and 2%, respectively.
  • a head stream 183 is withdrawn from the top of the column 61 and then cooled in the second cooler 67 to form a top stream 185 at least partially cooled and condensed.
  • This stream 185 is introduced into the second separator tank 69 to produce a liquid fraction 187.
  • the liquid fraction 187 is then separated into a primary reflux stream 189 and a secondary reflux stream 191.
  • the primary reflux stream 189 is pumped to be introduced as reflux in the fractionation column 35, at a head level P3 located above the level P2.
  • the secondary reflux stream 191 is introduced into the second head exchanger 73, where it is cooled by heat exchange with the stream 135 and then expanded in a valve 193 and introduced at reflux at the head N4 level of the recovery column 35.
  • Stream 191 contains 1.64% methane, 97.75% ethane, 0.59% propane and 216 ppm carbon dioxide.
  • the ethane extraction rate, and consequently the ethane flow rate produced in the installation 11, is controlled by regulating the flow rate of the secondary reflux stream 191 flowing through the expansion valve 193, on the one hand, and by adjusting the pressure in the recovery column 35, using the compressors 43 and 31 which are of the variable speed type, on the other hand.
  • the method according to the invention thus makes it possible, by simple and inexpensive means, to obtain a variable and easily adjustable flow rate of a stream rich in ethane 19 extracted from the starting natural gas 13, while maintaining the extraction rate of propane greater than 99%. This result is obtained without significant modification of the installation in which the process is implemented.
  • composition of the secondary reflux stream 191, richer in methane than the ethane stream 19 withdrawn from the fractionation column 61, makes it possible to obtain this result.
  • the recoveries of frigories within the heat exchangers 107, 109 of the lateral reboilers 37, 39 of the recovery column 35 adapt autonomously, without the need to drive the flow rates of fluid passing through these exchangers, and regardless of the flow rates of the ethane-rich stream 19 produced.
  • the installation 11 according to the invention also does not require imperative use of multiflux exchangers. It is thus possible to use only tube and shell exchangers, which increase the reliability of the installation and reduce the risk of clogging.
  • the treated natural gas comprises substantially zero levels of C 5 + hydrocarbons, for example less than 1 ppm. As a result, if the carbon dioxide content in the treated gas is less than 50 ppm, this gas can be liquefied without further treatment or fractionation.
  • the top stream 183 of the fractionation column is not totally condensed in the refrigerant 67.
  • the gas stream 201 coming from the separator drum 69 is then mixed with the secondary reflux stream. 191 , before passing through the second head exchanger 73.
  • the pressure in the recovery column 35 is greater than the pressure in the fractionation column 61.
  • the bottom stream 171 of the recovery column 35 is fed to the fractionation column 61 through an expansion valve.
  • the secondary reflux stream 191 is then pumped to the top of the recovery column 35.

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Description

  • La présente invention concerne un procédé de production simultanée de gaz naturel traité, d'une coupe riche en hydrocarbures en C3 + et, dans au moins certaines conditions de production, d'un courant riche en éthane, à partir d'un gaz naturel de départ comprenant du méthane, de l'éthane et des hydrocarbures en C3 +, selon le préambule de la revendication 1.
  • Un tel procédé est décrit par exemple dans US 2003/0029190 ou dans WO 03/100334 .
  • Le procédé de la présente invention s'applique aux installations destinées à produire, à partir d'un gaz naturel extrait du sous-sol, un gaz naturel traité, éventuellement destiné à être liquéfié, une coupe d'hydrocarbures en C3 +, et un courant riche en éthane de débit variable.
  • On connaît de l'article « Next Generation Processes for NGULPG Recovery » de WILKINSON et al., présenté à la « 77th Convention of the Gas Processor Association », Dallas, USA, le 16 mars 1998, et à la « GPA Europe Annual Conference » Rome, Italie, le 25 septembre 2002, un procédé du type précité, désigné par le terme anglais « Gas Subcooled Process » (GSP).
  • Le procédé du type précité est optimisé pour extraire simultanément la quasi-totalité des hydrocarbures en C3 + dans le gaz naturel de départ, et une proportion élevée d'éthane du gaz de départ. Ainsi, lorsque le taux d'extraction d'éthane est d'au moins 70%, le taux d'extraction de propane est proche de 99%.
  • Comme il est bien connu, le terme « taux d'extraction » désigne le rapport de la différence entre le débit molaire d'un constituant dans le gaz naturel de départ et le débit molaire du constituant dans le gaz naturel traité produit, au débit molaire du constituant dans le gaz naturel de départ.
  • Un tel procédé ne donne pas entière satisfaction. En effet, la de mande en éthane sur le marché est très fluctuante, alors que celle des coupes d'hydrocarbures en C3 + reste relativement constante et bien valorisée. Par suite, il est parfois nécessaire de diminuer la production d'éthane dans le procédé, en réduisant le taux d'extraction de ce composé dans la colonne de récupération. Dans ce cas, le taux d'extraction des hydrocarbures en C3 + diminue également, ce qui réduit la rentabilité de l'installation.
  • Pour pallier ce problème, l'article précité (voir Figures 15 et 16) propose d'installer dans l'installation existante, une unité secondaire optimisée pour la production d'hydrocarbures en C3 + lorsque l'extraction d'éthane est faible ou nulle. L'opérateur de l'installation envoie alors sélectivement, en fonction de la quantité d'éthane requise, le gaz naturel de départ dans l'unité optimisée pour des taux d'extraction d'éthane élevés ou dans l'unité optimisée pour des taux d'extraction d'éthane faibles ou nuls. Le procédé est donc complexe en mettre en oeuvre et coûteux, notamment en raison des coûts de maintenance de l'installation dans laquelle il est mis en oeuvre.
  • Un but de l'invention est de fournir un procédé du type précité, qui permet par des moyens simples et peu coûteux d'extraire sensiblement la totalité des hydrocarbures en C3 + d'un courant de gaz naturel de départ, quelle que soit la quantité d'éthane produite par le procédé.
  • A cet effet, l'invention a pour objet un procédé selon la revendication 1.
  • Le procédé suivant l'invention peut comprendre l'une ou plusieurs des caractéristiques qui font l'objet des revendications 2 à 8.
  • L'invention a en outre pour objet une installation selon la revendication 9.
  • L'installation selon l'invention peut comprendre l'une ou plusieurs des caractéristiques qui font l'objet des revendications 10 à 15.
  • Des exemples de mise en oeuvre de l'invention vont maintenant être décrits en regard de la Figure unique annexée, qui représente un schéma synoptique fonctionnel d'une installation selon l'invention.
  • L'installation 11 représentée sur la Figure est destinée à la production simultanée, à partir d'une source 13 de gaz naturel de départ, désulfuré, sec, et au moins partiellement décarbonaté, d'un gaz naturel traité 15 comme produit principal, d'une coupe 17 d'hydrocarbures en C3 +, et d'un courant 19 riche en éthane, de débit réglable.
  • Le terme « au moins partiellement décarbonaté » signifie que la teneur en dioxyde de carbone dans le gaz de départ 13 est avantageusement inférieure ou égale à 50 ppm lorsque le gaz naturel traité 15 doit être liquéfié. Cette teneur est avantageusement inférieure à 3% lorsque !e gaz naturel traité 15 est envoyé directement à un réseau de distribution de gaz.
  • Cette installation 11 comprend une unité 21 de récupération des hydrocarbures en C2 +, et une unité 23 de fractionnement de ces hydrocarbures en C2 +.
  • Dans tout ce qui suit, on désignera par une même référence un flux de liquide et la conduite qui le véhicule, les pressions considérées sont des pressions absolues, et les pourcentages considérés sont des pourcentages molaires.
  • L'unité 21 de récupération des hydrocarbures en C2 + comprend successivement, en aval de la source 13, un premier échangeur de chaleur 25, un premier ballon séparateur 27, une turbine 29 accouplée à un premier compresseur 31, un premier échangeur de chaleur 33 de tête, et une colonne 35 de récupération munie d'un rebouilleur latéral 37 supérieur, d'un rebouilleur latéral 39 inférieur et d'un rebouilleur de fond 41.
  • L'unité 21 comprend en outre un deuxième compresseur 43 entraîné par une source d'énergie externe et un premier réfrigérant 45. L'unité 21 comprend également une pompe 47 de fond de colonne.
  • L'unité de fractionnement 23 comprend une colonne de fractionnement 61. La colonne 61 comporte en tête un condenseur de tête 63, et en pied un rebouilleur 65.
  • Le condenseur de tête 63 comprend un deuxième réfrigérant 67 et un deuxième ballon séparateur 69 associé à une pompe de reflux 71 et à un deuxième échangeur de tête 73 de la colonne 35.
  • Un exemple de mise en oeuvre du procédé selon l'invention va maintenant être décrit.
  • La composition molaire initial du flux 13 de gaz naturel de départ désulfuré, sec, et au moins partiellement décarbonaté, est donnée dans le tableau 1 ci-après. TABLEAU 1
    Fraction molaire en %
    Hélium 0,0713
    CO2 0,0050
    Azote 1,2022
    Méthane 85,7828
    Ethane 10,3815
    Propane 2,1904
    i-butane 0,1426
    n-butane 0,1936
    i-pentane 0,0204
    n-pentane 0,0102
    Hexane 0,0000
    Total 100,0000
  • Le gaz de départ 13 est séparé en un courant principal 101 et un courant secondaire 103. Le rapport du débit du courant secondaire 103 au débit du gaz de départ 13 est par exemple compris entre 20 % et 40 %.
  • Le courant principal 101 est refroidi dans le premier échangeur de chaleur 25 pour former un courant de gaz refroidi 105. Le courant secondaire 103 est refroidi successivement dans des échangeurs de chaleur respectifs 107, 109 des rebouilleurs latéraux inférieur 39 et supérieur 37, pour former un courant secondaire refroidi 111 qui est mélangé au courant principal refroidi 105.
  • Le mélange 113 obtenu est introduit dans le ballon séparateur 27 dans lequel s'effectue une séparation entre une phase gazeuse 115 et une phase liquide 117. La phase liquide 117 forme, après passage dans une vanne de détente 119, une phase liquide détendue 120 qui est introduite à un premier niveau intermédiaire N1 de la colonne de récupération 35 situé dans la région supérieure de la colonne, au-dessus des rebouilleurs latéraux 37 et 39. Par « niveau intermédiaire », on entend un emplacement comportant des moyens de distillation au-dessus et au-dessous de ce niveau.
  • La fraction gazeuse 115 est séparée en un courant d'alimentation 121 et un courant de reflux 123. Le courant d'alimentation 121 est détendu dans la turbine 29 pour donner un courant d'alimentation détendu 125, lequel est introduit dans la colonne de récupération 35 à un deuxième niveau intermédiaire N2, situé au-dessus du premier niveau intermédiaire N1.
  • Le courant de reflux 123 est partiellement condensé dans le premier échangeur de tête 33, puis détendu dans une vanne de détente 127, pour former un courant de reflux détendu 128. Ce courant 128 est introduit dans la colonne de récupération 35 à un troisième niveau intermédiaire N3, situé au-dessus du niveau intermédiaire N2.
  • La pression de la colonne de récupération 35 est par exemple comprise entre 15 et 40 bars.
  • La colonne de récupération 35 produit un courant de tête 131 qui est séparé en une fraction majoritaire 133 et une fraction minoritaire 135. La fraction majoritaire 133 est réchauffée dans le premier échangeur de tête 33 par échange thermique avec le courant de reflux 123 pour former une fraction majoritaire réchauffée 137. Le rapport du débit de la fraction minoritaire 135 à la fraction majoritaire 133 est par exemple inférieur à 20%.
  • La fraction minoritaire 135 est réchauffée dans le deuxième échangeur de tête 73 pour former une fraction réchauffée 136. Cette fraction 136 est mélangée à la fraction majoritaire réchauffée 137 pour former un courant de gaz traité réchauffé 139.
  • Ce courant 139 est à nouveau réchauffé dans le premier échangeur de chaleur 25 par échange thermique avec le courant principal 101 du gaz naturel prétraité.
  • Le gaz naturel traité réchauffé 139 est ensuite comprimé dans le premier compresseur 31, puis dans le deuxième compresseur 43, et refroidi dans le premier réfrigérant 45 pour former le gaz naturel traité 15.
  • Le gaz traité 15 contient 0,0755 % molaire d'hydrogène, 0,0049% de dioxyde de carbone, 1,2735 % molaire d'azote, 90,8511 % molaire de méthane, 7,7717 % molaire d'hydrocarbures en C2, 0,0232% molaire d'hydrocarbures en C3 et une teneur en hydrocarbures en C4 inférieure à 1 ppm. Ce gaz traité comprend une teneur en hydrocarbures en C6 + inférieure à 1 ppm, une teneur en eau inférieure à 1 ppm, avantageusement inférieure à 0,1 ppm, une teneur en dioxyde de soufre inférieure à 4 ppm, et une teneur en dioxyde de carbone inférieure à 50 ppm. Le gaz traité 15 peut donc être envoyé directement à un train de liquéfaction pour produire du gaz naturel liquéfié.
  • Des courants de rebouilleur 163, 161 sont extraits de la colonne 35 et sont réintroduits dans la colonne 35 après réchauffage dans les échangeurs respectifs 109, 107 des rebouilleurs supérieur et inférieur 37 et 39, par échange thermique avec le courant minoritaire 111 du gaz naturel d'entrée.
  • Un courant de rebouilleur de fond 165 est extrait au voisinage du pied de la colonne 35. Ce courant 165 passe dans un échangeur de chaleur de fond 167 dans lequel il est réchauffé par échange thermique avec un courant de réchauffage 169 à température réglable. Le courant de rebouilleur réchauffé est ensuite réintroduit dans la colonne 35.
  • Un courant de fond 171 riche en hydrocarbures en C2 + est extrait du pied de la colonne de fractionnement 35 pour former une coupe d'hydrocarbures en C2 +.
  • Le courant de fond 171 est pompé par la pompe de fond de cuve 47 et introduit à un niveau intermédiaire P1 de la colonne de fractionnement 61.
  • Dans l'exemple représenté, la colonne de fractionnement 61 opère une pression comprise entre 20 et 42 bars. Dans cet exemple, la pression de la colonne de fractionnement 61 est supérieure d'au moins 1 bar à la pression de la colonne de récupération 35.
  • Un courant de pied 181 est extrait de la colonne de fractionnement 61 pour former la coupe 17 d'hydrocarbures en C3 +.
  • Le taux d'extraction des hydrocarbures en C3 + dans le procédé est supérieur à 99%. Dans tous les cas, le taux d'extraction de propane est supérieur à 99% et le taux d'extraction des hydrocarbures en C4 + est supérieur à 99,8%.
  • Le rapport molaire de l'éthane au propane dans la coupe 17 est inférieur à 2 % et notamment sensiblement égal à 0,5%.
  • Le courant riche en éthane 19 est soutiré directement à un niveau intermédiaire P2 situé dans la région supérieure de la colonne de fractionnement 61.
  • Ce courant comprend 0,57% de méthane, 97,4% d'éthane, 2% de propane et 108 ppm de dioxyde de carbone.
  • Le nombre de plateaux théoriques entre la tête de la colonne 61 et le niveau supérieur P2 est par exemple compris entre 1 et 7. Le niveau P2 est supérieur au niveau d'alimentation P1.
  • La teneur en méthane et en propane dans le courant de fond 171, et donc dans le courant 19, est réglée notamment par la température du courant de réchauffage 169 du rebouilleur de fond. Ces teneurs sont de préférence inférieures respectivement à 1% et à 2%.
  • Un courant de tête 183 est extrait de la tête de la colonne 61 puis refroidi dans le deuxième réfrigérant 67 pour former un courant de tête 185 refroidi et condensé au moins partiellement. Ce courant 185 est introduit dans le deuxième ballon séparateur 69 pour produire une fraction liquide 187.
  • La fraction liquide 187 est alors séparée en un courant de reflux primaire 189 et un courant de reflux secondaire 191.
  • Le courant de reflux primaire 189 est pompé pour être introduit comme reflux dans la colonne de fractionnement 35, à un niveau de tête P3 situé au dessus du niveau P2.
  • Le courant de reflux secondaire 191 est introduit dans le deuxième échangeur de tête 73, où il est refroidi par échange thermique avec le courant 135 puis détendu dans une vanne 193 et introduit en reflux au niveau de tête N4 de la colonne de récupération 35.
  • Le courant 191 contient 1,64% de méthane, 97,75% d'éthane, 0,59% de propane et 216 ppm de dioxyde de carbone.
  • Le taux d'extraction d'éthane, et par suite le débit d'éthane produit dans l'installation 11, est commandé en réglant le débit du courant de reflux secondaire 191 circulant à travers la vanne de détente 193, d'une part, et en réglant la pression dans la colonne de récupération 35, à l'aide des compresseurs 43 et 31 qui sont du type à vitesse variable, d'autre part.
  • Comme le montre le tableau 2 ci-dessous, le débit du courant riche en éthane est réglable, pratiquement sans affecter le taux d'extraction des hydrocarbures en C3 +.
  • Le procédé selon l'invention permet donc, par des moyens simples et peu coûteux, d'obtenir un débit variable et facilement réglable d'un courant riche en éthane 19 extrait du gaz naturel de départ 13, en maintenant le taux d'extraction de propane supérieur à 99%. Ce résultat est obtenu sans modification importante de l'installation dans laquelle le procédé est mis en oeuvre. TABLEAU 2
    Pression Colonne 35 (bar) Taux d'extraction d'éthane (%) Taux d'extraction de C3 (%) Taux d'extraction de C4 + % Débit courant 19 (kg/h) Puissance totale compression (kW)
    28,5 0,11 99,0 100,0 0 16367
    27,7 9,87 99,0 100,0 11961 16874
    26,8 19,60 99,0 100,0 23888 17672
    25,2 29,33 99,0 100,0 35830 18951
    24,0 39,05 99,0 100,0 47759 20086
    22, 0 48,77 99,0 100,0 59697 22405
    20,0 58,47 99,2 100,0 71626 25485
  • Les valeurs des pressions, des températures et débits dans le cas où le taux de récupération d'éthane est égal à 29,33% sont données dans le tableau 3 ci-dessous.
    Courant Débit (kmol/h) Pression (bar) Température (°C)
    13 38000 50,0 20,0
    15 35872 50,0 40,0
    19 1183 33,5 15,9
    111 8500 49,0 - 30,6
    113 38000 49,0 - 43,0
    115 36690 49,0 -43,0
    120 1310 25,4 -60,2
    125 31690 25,4 - 68,1
    128 5000 25,4 - 92,8
    131 35873 24,7 - 75,5
    136 1545 25,2 3,9
    137 34328 25,2 - 62,5
    139 35873 24,7 - 59,8
    171 2856 25,4 18,3
    181 944 33,0 91,1
    183 3581 33,0 13,7
    191 728 33,0 10,9
  • La composition du courant de reflux secondaire 191, plus riche en méthane que le courant d'éthane 19 soutiré de la colonne de fractionnement 61, permet notamment d'obtenir ce résultat.
  • De plus, lorsque le débit du courant riche en éthane 19 est réduit, la puissance totale de compression est également fortement réduite.
  • Par ailleurs, les récupérations de frigories au sein des échangeurs de chaleur 107, 109 des rebouilleurs latéraux 37, 39 de la colonne de récupération 35 s'adaptent de manière autonome, sans qu'il soit nécessaire de piloter les débits de fluide passant par ces échangeurs, et ce quel que soit le débits du courant riche en éthane 19 produit.
  • L'installation 11 selon l'invention ne requiert par ailleurs pas d'utilisation impérative d'échangeurs multiflux. Il est ainsi possible d'utiliser uniquement des échangeurs à tubes et calandre, qui augmentent la fiabilité de l'installation et diminuent le risque de bouchage.
  • Le gaz naturel traité 15 comporte des teneurs sensiblement nulles en hydrocarbures en C5 +, par exemple inférieures à 1 ppm. Par suite, si la teneur en dioxyde de carbone dans le gaz traité 15 est inférieure à 50 ppm, ce gaz 15 peut être liquéfié sans traitement ou fractionnement complémentaire.
  • Dans une première variante, représentée en pointillés sur la Figure, le courant de tête 183 de la colonne de fractionnement n'est pas totalement condensé dans le réfrigérant 67. Le flux gazeux 201 issu du ballon séparateur 69 est alors mélangé au courant de reflux secondaire 191, avant son passage dans le deuxième échangeur de tête 73.
  • Dans une autre variante (non représentée), lorsque la pression du gaz naturel de départ est très élevée, par exemple supérieure à 100 bars, la pression dans la colonne de récupération 35 est supérieure à la pression dans la colonne de fractionnement 61. Dans ce cas, le courant de fond 171 de la colonne de récupération 35 est amené dans la colonne de fractionnement 61 à travers une vanne de détente. Par ailleurs, le courant de reflux secondaire 191 est alors pompé jusqu'à la tête de la colonne de récupération 35.

Claims (15)

  1. Procédé de production simultanée de gaz naturel traité (15), d'une coupe (17) riche en hydrocarbures en C3 + et, dans au moins certaines conditions de production, d'un courant (19) riche en éthane, à partir d'un gaz naturel de départ (13) comprenant du méthane, de l'éthane et des hydrocarbures en C3 +,
    le procédé comprenant les étapes suivantes :
    - on refroidit et on condense partiellement le gaz naturel de départ (13) ;
    - on sépare le gaz naturel refroidi (113) en un courant liquide (117) et un courant gazeux (115) ;
    - on détend et on introduit le courant liquide (117) dans une colonne (35) de récupération des hydrocarbures en C2 + à un premier niveau intermédiaire (N1) ;
    - on sépare le courant gazeux (115) en un courant d'alimentation de ladite colonne (121) et un courant de reflux (123) ;
    - on détend le courant d'alimentation (121) dans une turbine (29) puis on l'introduit dans la colonne (35) à un deuxième niveau intermédiaire (N2) ;
    - on refroidit et on condense au moins partiellement le courant de reflux (123) et, après détente, on l'introduit dans la colonne (35) à un troisième niveau intermédiaire (N3) ;
    - on récupère le courant de tête (131) de la colonne (35) pour former le gaz naturel traité (15), et on récupère le courant de pied (171) de la colonne (35) pour former un courant liquide riche en hydrocarbures en C2 +;
    - on introduit ledit courant de pied (171) à un niveau d'alimentation (P1) d'une colonne de fractionnement (61) munie d'un condenseur de tête (63), le condenseur de tête comprenant un ballon séparateur produisant une fraction liquide (187), la colonne de fractionnement (61) produisant en tête le courant riche en éthane (19), et en pied ladite coupe d'hydrocarbures en C3 + (17) ; et
    - on introduit un courant de reflux primaire (189) produit dans le condenseur de tête (63) en reflux dans la colonne de fractionnement (61) ;
    caractérisé en ce que pour des taux d'extraction d'éthane inférieurs à un seuil pré-déterminé, on produit au moins un courant de reflux secondaire (191) à partir dudit condenseur de tête (63) par séparation de la fraction liquide (187) en le courant de reflux primaire (189) et en le courant de reflux secondaire (191) ;
    et en ce qu'on soutire le courant riche en éthane (19) à partir d'un niveau intermédiaire (P2) de la colonne de fractionnement (61) situé au-dessus dudit niveau d'alimentation (P1) de cette colonne (61) ;
    et en ce qu'on introduit en reflux ledit courant de reflux secondaire (191) produit par séparation de la fraction liquide en tête de la colonne de récupération (35).
  2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'on commande le débit du courant riche en éthane (19) par le réglage du débit du courant de reflux secondaire (191) et le réglage de la pression de la colonne de récupération (35).
  3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que la colonne de fractionnement (61) comporte entre 1 et 7 plateaux théoriques au-dessus dudit niveau intermédiaire (P2).
  4. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'on refroidit le courant de reflux secondaire (191) par échange thermique avec au moins une première partie (135) du courant de tête (131) de la colonne de récupération (35).
  5. Procédé selon la revendication 4, caractérisé en ce qu'on refroidit le courant de reflux (123) de la colonne de récupération (35) par échange thermique avec au moins une deuxième partie (133) du courant de tête (131) de la colonne de récupération (35).
  6. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'on produit le courant de reflux secondaire à partir d'un mélange d'un courant de gaz (201) et d'un courant de liquide (191) provenant du condenseur de tête (63).
  7. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes,
    caractérisé en ce qu'on commande la teneur maximale en méthane et en propane dans le courant riche en éthane (19) à l'aide d'un rebouilleur de fond (41) monté sur la colonne de récupération (35).
  8. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que la teneur en hydrocarbures en C5 + dans le gaz naturel traité (15) est inférieure à 1 ppm.
  9. Installation (11) de production simultanée de gaz naturel traité (15) et d'une coupe (17) riche en hydrocarbures en C3 + et, dans au moins certaines conditions de production d'un courant (19) riche en éthane, à partir d'un gaz naturel de départ (13) comprenant du méthane, de l'éthane et des hydrocarbures en C3 +, l'installation (11) comprenant :
    des moyens (25) de refroidissement et de condensation partielle du gaz naturel de départ (13) ;
    - des moyens (27) de séparation du gaz naturel refroidi (113) pour former un courant liquide (117) et un courant gazeux (115) ;
    - une colonne (35) de récupération des hydrocarbures en C2 +;
    - des moyens (119) de détente et d'introduction du courant liquide (117) dans la colonne de récupération (35), débouchant à un premier niveau (N1) intermédiaire de la colonne (35) ; et
    - des moyens de séparation du courant gazeux (115) pour former un courant (125) d'alimentation de la colonne (35) et un courant (123) de reflux ;
    - une turbine (29) de détente du courant d'alimentation (121), et des moyens d'introduction du courant (125) issu des de la turbine (29) à un deuxième niveau intermédiaire (N2) de la colonne de récupération (35) ;
    - des moyens (33) de refroidissement et de condensation au moins partielle du courant de reflux (123), débouchant dans des moyens de détente (127) du courant de reflux refroidi,
    - des moyens d'introduction, à un troisième niveau (N3) de la colonne de récupération (35), du courant de reflux refroidi (128) provenant des moyens de détente (127) du courant de reflux refroidi ;
    - des moyens (131) de récupération du courant de tête de la colonne pour former le gaz naturel traité (15) ;
    - des moyens (171) de récupération du courant de pied de la colonne pour former un courant liquide riche en hydrocarbures en C2 +;
    - une colonne (61) de fractionnement munie d'un condenseur de tête (63) le condenseur de tête comprenant un ballon séparateur produisant une fraction liquide ;
    - des moyens (47) d'introduction dudit courant de pied (171) à un niveau d'alimentation (P1) de la colonne de fractionnement (61) ;
    - des moyens de récupération du courant riche en éthane (19), situés en tête de la colonne de fractionnement (61), et des moyens de récupération de ladite coupe d'hydrocarbures en C3 + (17) situés en pied de la colonne de fractionnement (61) ; et
    - des moyens (71) d'introduction d'un courant de reflux primaire (189) produit dans le condenseur de tête (63) comme reflux dans la colonne de fractionnement (61) ;
    caractérisée en ce que l'installation comprend des moyens de production, pour des taux d'extraction d'éthane du gaz naturel de départ inférieurs à un seuil prédéterminé, d'un courant (191) de reflux secondaire provenant du condenseur de tête (63) par séparation de la fraction liquide en le courant de reflux primaire et en le courant de reflux secondaire ; en ce que les moyens de récupération d'un courant riche en éthane (19) sont piqués à un niveau intermédiaire (P2) de la colonne de fractionnement (61) situé au-dessus dudit niveau d'alimentation (P1) de cette colonne (01) ;
    et en ce que l'installation (11) comprend des moyens (193) d'introduction du courant de reflux secondaire (191) produit par séparation de la fraction liquide en reflux dans la colonne de récupération (35).
  10. Installation (11) selon la revendication 9, caractérisée en ce qu'elle comprend des moyens de commande du débit du courant riche en éthane comprenant des moyens (193) de réglage du débit du courant de reflux secondaire (191) et des moyens de réglage (43, 31) de la pression dans la colonne de récupération (35).
  11. Installation (11) selon la revendication 9 ou 10, caractérisée en ce que la colonne de fractionnement (61) comporte entre 1 et 7 plateaux théoriques au-dessus dudit niveau intermédiaire (P2).
  12. Installation (11) selon l'une quelconque des revendications 9 à 11, caractérisée en ce qu'elle comprend des moyens (73) de refroidissement du courant de reflux secondaire (191) qui mettent ce courant (191) en relation d'échange thermique avec au moins une partie (135) du courant de tête (131) de la colonne de récupération (35).
  13. Installation (11) selon la revendication 12, caractérisée en ce qu'elle comprend des moyens (33) de refroidissement du courant de reflux (123) de la colonne de récupération (35) qui mettent ce courant (123) en relation d'échange thermique avec au moins une partie (133) du courant de tête (131) de la colonne de récupération (35).
  14. Installation (11) selon l'une quelconque des revendications 9 à 13, caractérisée en ce que les moyens de production du courant de reflux secondaire (191) comportent des moyens de mélange d'un courant de gaz (201) et d'un courant de liquide (191) provenant du condenseur de tête (63).
  15. Installation (11) selon l'une quelconque des revendications 9 à 14, caractérisée en ce qu'elle comprend des moyens (167, 169) de commande de la teneur maximale en méthane et en propane dans le courant riche en éthane (19) comportant un rebouilleur de fond (41) monté sur la colonne de récupération (35).
EP05850537A 2004-12-22 2005-12-19 Procede et installation de production de gaz naturel traite , d ' une coupe riche en hydrocarbures en c3 + et courant riche en ethane Active EP1828697B1 (fr)

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