EP2205921A2 - Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel avec récupération améliorée de propane - Google Patents

Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel avec récupération améliorée de propane

Info

Publication number
EP2205921A2
EP2205921A2 EP08870226A EP08870226A EP2205921A2 EP 2205921 A2 EP2205921 A2 EP 2205921A2 EP 08870226 A EP08870226 A EP 08870226A EP 08870226 A EP08870226 A EP 08870226A EP 2205921 A2 EP2205921 A2 EP 2205921A2
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
ethane
fraction
enriched
column
liquid
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Withdrawn
Application number
EP08870226A
Other languages
German (de)
English (en)
Inventor
Béatrice Fischer
Anne-Claire Lucquin
Gilles Ferschneider
Pierre-Yves Martin
Jéröme PIGOURIER
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
LAir Liquide SA pour lEtude et lExploitation des Procedes Georges Claude
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by IFP Energies Nouvelles IFPEN filed Critical IFP Energies Nouvelles IFPEN
Publication of EP2205921A2 publication Critical patent/EP2205921A2/fr
Withdrawn legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
    • F25J1/0231—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the working-up of the hydrocarbon feed, e.g. reinjection of heavier hydrocarbons into the liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0214—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0237—Heat exchange integration integrating refrigeration provided for liquefaction and purification/treatment of the gas to be liquefied, e.g. heavy hydrocarbon removal from natural gas
    • F25J1/0239—Purification or treatment step being integrated between two refrigeration cycles of a refrigeration cascade, i.e. first cycle providing feed gas cooling and second cycle providing overhead gas cooling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0237—Heat exchange integration integrating refrigeration provided for liquefaction and purification/treatment of the gas to be liquefied, e.g. heavy hydrocarbon removal from natural gas
    • F25J1/0239—Purification or treatment step being integrated between two refrigeration cycles of a refrigeration cascade, i.e. first cycle providing feed gas cooling and second cycle providing overhead gas cooling
    • F25J1/0241—Purification or treatment step being integrated between two refrigeration cycles of a refrigeration cascade, i.e. first cycle providing feed gas cooling and second cycle providing overhead gas cooling wherein the overhead cooling comprises providing reflux for a fractionation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0292—Refrigerant compression by cold or cryogenic suction of the refrigerant gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0242—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 3 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/04—Processes or apparatus using separation by rectification in a dual pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/08—Processes or apparatus using separation by rectification in a triple pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/78—Refluxing the column with a liquid stream originating from an upstream or downstream fractionator column
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/30—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using a washing, e.g. "scrubbing" or bubble column for purification purposes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/50—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using absorption, i.e. with selective solvents or lean oil, heavier CnHm and including generally a regeneration step for the solvent or lean oil
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/62—Ethane or ethylene
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
    • F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (a mixture of) hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J2270/12—External refrigeration with liquid vaporising loop

Definitions

  • the present invention relates to the field of liquefaction of natural gas.
  • a raw natural gas mainly comprises methane, as well as various constituents such as water, sulphurous hydrogen, carbon dioxide, mercury, nitrogen and light hydrocarbons generally having between two and six carbon atoms.
  • constituents such as water, sulphurous hydrogen, carbon dioxide and mercury, are pollutants that are removed upstream of the liquefaction stages of natural gas.
  • Hydrocarbons heavier than methane are condensed and recovered as natural gas liquids that can be recovered.
  • Natural gas liquids are separated from methane by means of a fractionation column and by cooling and partial liquefaction of the natural gas.
  • the gas obtained at the top of the fractionation column is intended to be liquefied to produce the liquid natural gas.
  • Operating at very high pressure limits the energy required for liquefaction.
  • the operating pressure of the fractionation column is limited by the critical pressure of the mixture to be separated.
  • the present invention aims to improve the recovery of propane and increase the critical pressure of the gas to be liquefied so as to achieve the fractionation at higher pressure, thus reducing the energy required for liquefaction.
  • the invention involves recycling a stream of ethane into the reflux line of the fractionation column or into the reflux flask of the fractionation.
  • the invention describes a method of liquefying a natural gas in which the following steps are carried out: a) partially liquefying the natural gas by cooling, b) introducing the partially liquefied natural gas into a fractionation column so as to obtain a gaseous fraction enriched in methane and a liquid fraction depleted in methane, c) cooling the gaseous fraction. until partial liquefaction, then the cooled gaseous fraction is introduced into a separator flask so as to separate a gaseous phase and a liquid phase, d) at least a portion of the liquid phase is recycled to the fractionation column as refluxing agent.
  • step d) said part of the fraction enriched in ethane is mixed with said liquid phase, g) the gas phase obtained in step c) is liquefied by cooling and then by expansion so as to produce a liquid natural gas .
  • the fraction enriched in ethane obtained in step e) may comprise at least 90 mol% of ethane.
  • step f) said at least a portion of the ethane-enriched fraction can be recycled at a flow rate of between 5% and 20% of the ethane flow rate contained in said natural gas.
  • the method according to the invention can operate under the following conditions:
  • the fractionation column can operate at a pressure of between 40 bars and 60 bars, in step a), the natural gas may be cooled to a temperature of between 0 ° C. and -60 ° C., and
  • the gaseous fraction in step c), can be cooled to a temperature of between -45 ° C. and -70 ° C.
  • the liquid fraction in step e), can be separated in a deethanization column, said ethane-enriched fraction being obtained at the top of the deethanization column, the fraction enriched in heavier compounds than ethane. being obtained at the bottom of the deethanization column.
  • the fraction enriched in ethane may be at least partially liquefied, a part of the liquid fraction enriched in ethane being introduced at the top of the deethanization column as reflux, another portion of the liquid fraction enriched in ethane being recycled. according to step f).
  • the deethanization column may operate at a pressure of between 20 and 35 bar, and said fraction enriched in ethane may be at least partially liquefied by cooling to a temperature of between -5 ° C. and 10 ° C.
  • the liquid fraction in step e), can be separated in a demethanizer column so as to obtain a gas stream enriched in methane and a liquid stream enriched in compounds heavier than methane, and then it is possible to separate the liquid flow in a deethanization column, said fraction enriched in ethane being obtained at the top of the deethanization column, the fraction enriched in heavier compounds than ethane being obtained at the bottom of the deethanization column.
  • the fraction enriched in ethane may be at least partially liquefied, a part of the liquid fraction enriched in ethane being introduced at the top of the deethanization column as reflux, another portion of the liquid fraction enriched in ethane being recycled.
  • a portion of the liquid phase obtained in step c) can be introduced at the top of the demethanizer column as reflux.
  • the demethanization column can operating at a pressure of between 25 and 40 bar
  • the deethanization column can operate at a pressure of between 20 and 35 bar
  • said fraction enriched in ethane can be at least partially liquefied by cooling to a temperature between -5 ° C. and 10 0 C.
  • FIG. 1 schematizes a liquefaction process with fractionation
  • the natural gas arriving through line 1 may have been previously purified impurities such as water, hydrogen sulphide, carbon dioxide and mercury.
  • the natural gas is introduced into the heat exchanger E1 to be cooled to partial liquefaction.
  • the natural gas can be cooled to a temperature between 0 ° C and -60 ° C.
  • the refrigeration is carried out by means of the refrigeration closed circuit C1 which operates by compression and expansion of a fluid refrigerant.
  • the partially liquefied flow from E1 is introduced into fractionation zone F.
  • the present invention proposes different embodiments of zone F, described with reference to FIGS. 2 to 5.
  • the references of FIGS. 2 to 5 are identical to those of FIG. Figure 1 denote the same elements.
  • Natural gas liquids are discharged as one or more NGL streams.
  • the methane obtained in zone F is sub-cooled in exchanger E2 until complete liquefaction.
  • the refrigeration is carried out by means of the refrigeration closed circuit C2 which operates by compression and expansion of a refrigerant fluid.
  • the pressurized liquid natural gas is evacuated from E2 to be expanded in the expansion device V to atmospheric pressure to produce LNG liquid natural gas.
  • the natural gas 1 is cooled and partially condensed in the exchanger E1 and then introduced into the fractionation column 2.
  • the column 2 generally operates at a pressure of between 40 and 60 bar abs.
  • the vapor obtained at the top of the column 2 is partially condensed by the condenser 3.
  • the gaseous phase is separated from the liquid phase in the flask 4.
  • the condenser 3 performs cooling at a very low temperature, generally between -45.degree. -70 0 C, using a refrigerant, for example used in the heat exchanger E2.
  • the gas phase 5 is sent into the heat exchanger E2 to be liquefied.
  • the liquid phase obtained at the bottom of the flask 4 is returned using the pump 6 through the conduit 7 at the top of the fractionation column 2 as reflux.
  • the temperature at the bottom of the column is controlled by reboiler 12 so as to vaporize the light fractions present in liquid form at the bottom of column 2 and to limit their entrainment in line 8.
  • the liquid phase obtained at the bottom of column 2 is discharged through line 8 to the deethanization column 14.
  • Column 14 can operate between 20 and 35 bar abs. Column 14 makes it possible to separate a stream mainly comprising ethane discharged at the top and a stream comprising hydrocarbons heavier than ethane in the bottom.
  • the ethane stream obtained at the top of the column 14 is partially or completely condensed by the cryogenic condenser 15 at a temperature between -5 ° C. and 10 ° C.
  • the flow obtained at the outlet of the condenser 15 is sent into the flask. In the case where the flow of ethane is only partially condensed, an ethane vapor phase is discharged at the top of the flask 16.
  • the liquid ethane obtained at the bottom of 16 is pumped by the pump 17 to be sent through line 18 to the top of column 14 as reflux.
  • a fraction of the liquid ethane obtained at the bottom of the flask 16 can be sent to a storage zone via the duct 20.
  • the bottom of the column 14 is kept at temperature by the reboiler 21 so as to eliminate the maximum amount of ethane from the C3 + cut discharged at the bottom of 14 through the conduit 22.
  • the C3 cut can be separated, for example in a depropanizer column.
  • the present invention proposes to recycle a portion of the stream rich in liquid ethane obtained at the bottom of the flask 16 to the fractionation column 2.
  • the stream rich in ethane comprises at least 90% molar, preferably more than 98 mol%, of ethane. More specifically, with reference to FIG. 2, a portion of the liquid flow pumped by the pump 17 is introduced via the conduit 19 into the balloon 4. Alternatively, with reference to FIG. 3, a portion of the liquid flow pumped by the pump 17 is introduced into the reflux line 7 through the conduit 19. Thus the liquid phase obtained at the bottom of the flask 4 is assembled and mixed with the flow rich in ethane arriving via the conduit 19.
  • the ethane recycle according to the invention makes it possible to significantly increase the recovery of propane at the bottom of the fractionation column 2.
  • a stream rich in ethane having a molar flow rate of ethane is recycled. between 5% and 20 mol% of the molar flow rate of ethane contained in the gas to be treated arriving via line 1.
  • the ethane recycle also enriches the natural gas discharged at the top of the column 2 ethane and thus enhance ethane and increase the calorific value of natural gas.
  • the methods operate under the following conditions:
  • the recycle rate that is to say the molar flow rate of ethane recycled via line 19 with respect to the molar flow rate of ethane contained in the gas arriving via line 1, is 5%.
  • the recovery rate of C3 is defined as the ratio between the flow rate of C3 in line 22 relative to the flow rate of C3 in line 1.
  • the invention makes it possible to improve the recovery of C3 and to move slightly away from critical conditions in the fractionation column and to improve the recovery rate of C3.
  • the natural gas 1 is cooled and partially condensed in the exchanger E1 at a temperature between -60 ° C and 0 ° C, then introduced into the fractionation column 2.
  • the column 2 can operate at a pressure between 40 bar and 60 bar.
  • the vapor obtained at the top of the column 2 is partially condensed by the condenser 3.
  • the gaseous phase is separated from the liquid phase in the flask 4.
  • the condenser 3 performs cooling at a very low temperature, for example between -45 ° C. and -70 0 C, using a refrigerant, for example used in the heat exchanger E2.
  • the gas phase 5 is sent into the heat exchanger E2 to be liquefied.
  • the liquid phase obtained at the bottom of the flask 4 is returned using the pump 6 through the conduit 7 at the top of the fractionation column 2 as reflux.
  • the liquid phase obtained at the bottom of column 2 is discharged through line 8 to a second fractionation column 9 to effect a second separation between methane and hydrocarbons heavier than methane, at a pressure lower than that of column 2
  • the column 9 can operate at a pressure of between 25 bars and 40 bars.
  • a portion of the liquid phase obtained at the bottom of the flask 4 is introduced at the top of the column 9 as reflux.
  • the temperature at the bottom of the column 9 is controlled by the reboiler 12 so as to vaporize the light fractions present in liquid form at the bottom of the column 9 and to limit their entrainment in the pipe 13.
  • the column 9 makes it possible to obtain, in head, a stream enriched in methane discharged through line 11 and, in bottom, a stream enriched in hydrocarbons heavier than methane.
  • the liquid stream obtained at the bottom of the column 9 is introduced via the pipe 13 into the deethanization column 14.
  • the column 14 operates at a lower pressure than in the column 9, for example at a pressure of between 20 bar and 35 bar .
  • Column 14 makes it possible to separate a stream mainly comprising ethane discharged at the top and a stream comprising hydrocarbons heavier than ethane in the bottom.
  • the ethane stream obtained at the top of the column 14 is partially or totally condensed by the cryogenic condenser 15 at a temperature between -5 ° C. and 10 ° C.
  • the flow obtained at the outlet of the condenser 15 is sent to the reflux balloon 16.
  • an ethane vapor phase is discharged at the top of the flask 16.
  • the liquid ethane obtained at the bottom of 16 is pumped by the pump 17 to be sent via the pipe 18, at the top from column 14 as reflux.
  • a fraction of the liquid ethane obtained at the bottom of the flask 16 can be sent to a storage zone via the conduit 20.
  • the bottom of the column 14 is kept at temperature by the reboiler 21 so as to eliminate the maximum amount of ethane from the C3 + cut discharged at the bottom of 14 through line 22.
  • the C3 + cut can be separated, for example in a depropanizer column.
  • the present invention proposes to recycle a portion of the stream rich in liquid ethane obtained at the bottom of the flask 16 to the fractionation column 2. More specifically, with reference to FIG. 4, a portion of the liquid flow pumped by the pump 17 is introduced through the conduit 19 into the balloon 4. Alternatively, with reference to FIG. 5, a portion of the liquid flow pumped by the pump 17 is introduced into the reflux line 7 via the conduit 19. liquid phase obtained at the bottom of the flask 4 is assembled and mixed with the stream rich in ethane arriving via the conduit 19.
  • the methods operate under the following conditions:
  • Tapping flow 10 for reflux of the demethanizer 9 350 kmol / h
  • the recycle rate that is to say the molar flow rate of ethane recycled via line 19 with respect to the molar flow rate of ethane contained in the gas arriving via line 1, is 10%.
  • the recovery rate of C3 is defined as the ratio between the flow rate of C3 in line 22 relative to the flow rate of C3 in line 1.
  • the invention makes it possible to improve the recovery of C3 and to move away from the critical conditions in the fractionation column especially when the recycle return is made in the reflux line.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

Le procédé de liquéfaction propose d'effectuer un fractionnement du gaz naturel avec recycle d'éthane dans le but d'améliorer la récupération de propane et d'augmenter la pression critique du gaz à liquéfier. Le gaz naturel est partiellement liquéfié par refroidissement dans E1 puis séparé dans la colonne de fractionnement 2 en un flux riche en méthane et un flux riche en hydrocarbures plus lourds que le méthane. Le flux riche en méthane est partiellement liquéfié dans 3 puis les condensats séparés dans le ballon 4 sont recyclés en tête de la colonne 2 par le conduit 7. La fraction gazeuse issue du ballon 4 est liquéfiée dans l'échangeur E2 pour produire le gaz naturel liquéfié. Le flux riche en hydrocarbures plus lourds que le méthane est séparé dans le dééthaniseur en une fraction enrichie en éthane et des hydrocarbures plus lourds. Selon l'invention la fraction enrichie en éthane est au moins partiellement liquéfiée, puis une partie de l'éthane liquéfié est recyclée dans le ballon séparateur 4 ou dans la ligne de reflux 7.

Description

PROCEDE DE LIQUEFACTION D'UN GAZ NATUREL AVEC RÉCUPÉRATION AMÉLIORÉE DE PROPANE
La présente invention concerne le domaine de la liquéfaction du gaz naturel.
Un gaz naturel brut comporte principalement du méthane, ainsi que différents constituants tels que l'eau, l'hydrogène sulfureux, le dioxyde de carbone, le mercure, l'azote et des hydrocarbures légers comportant généralement entre deux et six atomes de carbones. Certains de ces constituants tels que l'eau, l'hydrogène sulfureux, le dioxyde de carbone et le mercure, sont des polluants qui sont éliminés en amont des étapes de liquéfaction du gaz naturel. Les hydrocarbures plus lourds que le méthane sont condensés et récupérés en tant que liquides de gaz naturel qui peuvent être valorisés.
Les liquides de gaz naturel sont séparés du méthane au moyen d'une colonne de fractionnement et par refroidissement et liquéfaction partielle du gaz naturel. Le gaz obtenu en tête de la colonne de fractionnement est destiné à être liquéfié pour produire le gaz naturel liquide. Fonctionner à très haute pression permet de limiter l'énergie nécessaire à la liquéfaction. Cependant, la pression de fonctionnement de la colonne de fractionnement est limitée par la pression critique du mélange à séparer.
La présente invention a pour but d'améliorer la récupération de propane et d'augmenter la pression critique du gaz à liquéfier de manière à réaliser le fractionnement à plus haute pression, diminuant ainsi l'énergie nécessaire à la liquéfaction. L'invention consiste à recycler un flux d'éthane dans la ligne de reflux de la colonne de fractionnement ou dans le ballon de reflux du fractionnement.
De manière générale, l'invention décrit un procédé de liquéfaction d'un gaz naturel dans lequel on effectue les étapes suivantes : a) on liquéfie partiellement le gaz naturel par refroidissement, b) on introduit le gaz naturel partiellement liquéfié dans une colonne de fractionnement de manière à obtenir une fraction gazeuse enrichie en méthane et une fraction liquide appauvrie en méthane, c) on refroidit la fraction gazeuse jusqu'à liquéfaction partielle, puis on introduit la fraction gazeuse refroidie dans un ballon séparateur de manière à séparer une phase gazeuse et une phase liquide, d) on recycle au moins une partie de la phase liquide dans la colonne de fractionnement à titre de reflux, e) on sépare la fraction liquide de manière à obtenir une fraction enrichie en éthane et au moins une fraction enrichie en composés plus lourds que l'éthane, f) on recycle au moins une partie de la fraction enrichie en éthane en effectuant au moins l'une des opérations suivantes :
- on introduit ladite partie de la fraction enrichie en éthane dans ledit ballon séparateur,
- avant l'étape d), on mélange ladite partie de la fraction enrichie en éthane avec ladite phase liquide, g) on liquéfie la phase gazeuse obtenu à l'étape c) par refroidissement puis par détente de manière à produire un gaz naturel liquide.
Selon l'invention, la fraction enrichie en éthane obtenue à l'étape e) peut comporter au moins 90% molaire d'éthane.
A l'étape f), ladite au moins une partie de la fraction enrichie en éthane peut être recyclée à un débit compris entre 5 % et 20 % du débit d'éthane contenu dans ledit gaz naturel.
Le procédé selon l'invention peut fonctionner dans les conditions suivantes :
- la colonne de fractionnement peut fonctionner à une pression comprise entre 40 bars et 60 bars, - à l'étape a), le gaz naturel peut être refroidi à une température comprise entre 00C et -600C, et
- à l'étape c), on peut refroidir la fraction gazeuse jusqu'à une température comprise entre -45°C et -7O0C.
Selon une première alternative, à l'étape e), on peut séparer la fraction liquide dans une colonne de dééthanisation, ladite fraction enrichie en éthane étant obtenue en tête de la colonne de dééthanisation, la fraction enrichie en composés plus lourds que l'éthane étant obtenue en fond de la colonne de dééthanisation. De plus, la fraction enrichie en éthane peut être au moins partiellement liquéfiée, une partie de la fraction liquide enrichie en éthane étant introduite en tête de la colonne de dééthanisation à titre de reflux, une autre partie de la fraction liquide enrichie en éthane étant recyclée selon l'étape f). Selon la première alternative, la colonne de dééthanisation peut fonctionner à une pression comprise entre 20 et 35 bars, et ladite fraction enrichie en éthane peut être au moins partiellement liquéfiée par refroidissement à une température comprise entre -5°C et 100C.
Selon une deuxième alternative, à l'étape e), on peut séparer la fraction liquide dans une colonne de déméthanisation de manière à obtenir un flux gazeux enrichi en méthane et un flux liquide enrichi en composés plus lourds que le méthane, puis on peut séparer le flux liquide dans une colonne de dééthanisation, ladite fraction enrichie en éthane étant obtenue en tête de la colonne de dééthanisation, la fraction enrichie en composés plus lourds que l'éthane étant obtenue en fond de la colonne de dééthanisation. De plus, la fraction enrichie en éthane peut être au moins partiellement liquéfiée, une partie de la fraction liquide enrichie en éthane étant introduite en tête de la colonne de dééthanisation à titre de reflux, une autre partie de la fraction liquide enrichie en éthane étant recyclée selon l'étape f). Selon la deuxième alternative, on peut introduire une portion de la phase liquide obtenue à l'étape c) en tête de la colonne de déméthanisation à titre de reflux. Selon la deuxième alternative, la colonne de déméthanisation peut fonctionner à une pression comprise entre 25 et 40 bars, la colonne de dééthanisation peut fonctionner à une pression comprise entre 20 et 35 bars, et ladite fraction enrichie en éthane peut être au moins partiellement liquéfiée par refroidissement à une température comprise entre -5°C et 100C.
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention seront mieux compris et apparaîtront clairement à la lecture de la description faite ci-après en se référant aux dessins parmi lesquels :
- la figure 1 schématise un procédé de liquéfaction avec fractionnement,
- les figures 2 à 5 schématisent différents modes de réalisation de l'invention.
Sur la figure 1 , le gaz naturel arrivant par le conduit 1 peut avoir été préalablement purifié des impuretés tels que l'eau, l'hydrogène sulfureux, le dioxyde de carbone et le mercure. Le gaz naturel est introduit dans l'échangeur de chaleur E1 pour être refroidi jusqu'à liquéfaction partielle. Dans E1 , le gaz naturel peut être refroidi jusqu'à une température comprise entre 0°C et -600C. Dans E1 , la réfrigération est effectuée au moyen du circuit fermé de réfrigération C1 qui fonctionne par compression et détente d'un fluide réfrigérant.
Le flux partiellement liquéfié issu de E1 est introduit dans la zone de fractionnement F. La présente invention propose différents modes de réalisation de la zone F, décrits en référence aux figures 2 à 5. Les références des figures 2 à 5 identiques à celles de la figure 1 désignent les mêmes éléments.
Les liquides de gaz naturel sont évacués sous forme de un ou plusieurs flux LGN. Le méthane 5 obtenu dans la zone F est sous-refroidi dans l'échangeur E2 jusqu'à liquéfaction complète. Dans E2, la réfrigération est effectuée au moyen du circuit fermé de réfrigération C2 qui fonctionne par compression et détente d'un fluide réfrigérant. Le gaz naturel liquide sous pression est évacué de E2 pour être détendu dans l'organe de détente V jusqu'à la pression atmosphérique pour produire le gaz naturel liquide GNL. En référence aux figures 2 et 3, le gaz naturel 1 est refroidi et partiellement condensé dans l'échangeur E1 puis introduit dans la colonne de fractionnement 2. La colonne 2 fonctionne en général à une pression comprise entre 40 et 60 bars abs. La vapeur obtenue en tête de la colonne 2 est partiellement condensée par le condenseur 3. La phase gazeuse est séparée de la phase liquide dans le ballon 4. Le condenseur 3 effectue un refroidissement à très basse température, en général entre -45°C et -700C, à l'aide d'un fluide réfrigérant, par exemple utilisé dans l'échangeur de chaleur E2. La phase gazeuse 5 est envoyée dans l'échangeur de chaleur E2 pour être liquéfiée. La phase liquide obtenue en fond du ballon 4 est renvoyée à l'aide de la pompe 6 à travers le conduit 7 en tête de la colonne de fractionnement 2 à titre de reflux. La température en fond de la colonne est contrôlée par le rebouilleur 12 de manière à vaporiser les fractions légères présentes sous forme liquide en fond de la colonne 2 et à limiter leur entraînement dans le conduit 8.
La phase liquide obtenue en fond de la colonne 2 est évacuée par le conduit 8 vers la colonne de dééthanisation 14. La colonne 14 peut fonctionner entre 20 et 35 bars abs. La colonne 14 permet de séparer un flux comportant principalement de l'éthane évacué en tête et un flux comportant des hydrocarbures plus lourds que l'éthane en fond. Le flux d'éthane obtenu en tête de la colonne 14 est partiellement, voire totalement condensé par le condenseur cryogénique 15 à une température comprise entre -5°C et 100C. Le flux obtenu en sortie du condenseur 15 est envoyé dans le ballon de reflux 16. Dans le cas où le flux d'éthane n'est que partiellement condensé, une phase vapeur d'éthane est évacuée en tête du ballon 16. L'éthane liquide obtenu en fond de 16 est pompé par la pompe 17 pour être envoyé par le conduit 18 en tête de la colonne 14 à titre de reflux. Une fraction de l'éthane liquide obtenu en fond du ballon 16 peut être expédiée vers une zone de stockage par le conduit 20. Le fond de la colonne 14 est maintenue en température par le rebouilleur 21 de manière à éliminer le maximum d'éthane de la coupe C3+ évacuée en fond de 14 par le conduit 22. La coupe C3 peut être séparée, par exemple dans une colonne de dépropanisation. En référence aux figures 2 et 3, la présente invention propose de recycler une portion du flux riche en éthane liquide obtenu en fond du ballon 16 vers la colonne de fractionnement 2. Selon l'invention, le flux riche en éthane comporte au moins 90% molaire, de préférence plus de 98 % molaire, d'éthane. Plus précisément, en référence à la figure 2, une portion du flux liquide pompée par la pompe 17 est introduite par le conduit 19 dans le ballon 4. Alternativement, en référence à la figure 3, une portion du flux liquide pompé par la pompe 17 est introduite dans la ligne de reflux 7 par le conduit 19. Ainsi la phase liquide obtenue en fond du ballon 4 est assemblée et mélangée au flux riche en éthane arrivant par le conduit 19.
Le recycle d'éthane selon l'invention permet d'augmenter significativement la récupération du propane en fond de la colonne de fractionnement 2. Pour obtenir un bon taux de récupération de propane on recycle un flux riche en éthane ayant un débit molaire d'éthane compris entre 5 % et 20 % molaire du débit molaire d'éthane contenu dans le gaz à traiter arrivant par le conduit 1.
De plus, l'arrivée d'éthane en tête de la colonne 2 permet d'augmenter légèrement la pression critique du fluide circulant dans la colonne 2 et donc améliore le fonctionnement de la séparation.
Par ailleurs, le recycle d'éthane permet également d'enrichir le gaz naturel évacué en tête de la colonne 2 en éthane et donc de valoriser l'éthane et d'augmenter le pouvoir calorifique du gaz naturel.
Les exemples numériques présentés ci-après permettent d'illustrer le mode de fonctionnement des procédés décrits en référence aux figures 2 et 3. Le débit de gaz naturel arrivant par le conduit 1 est de 34000 kmol/h, avecosition suivante :
Les procédés fonctionnent dans les conditions suivantes :
• la colonne de fractionnement 2 :
- Pression : 45 bars abs en fond, 44 bars abs au condenseur 3,
- Température du gaz naturel à l'entrée : -300C,
- Température au condenseur 3 : - 65 0C
• le dééthaniseur 14 :
- Pression : 27,5 bars abs en fond, 27 bar abs au condenseur 15,
- Température de l'alimentation : 42 0C
- Température au condenseur 15 : 3°C Le taux de recycle, c'est-à-dire le débit molaire d'éthane recyclé par le conduit 19 par rapport au débit molaire d'éthane contenu dans le gaz arrivant par le conduit 1 , est de 5%.
Le taux de récupération des C3 est défini comme le rapport entre le débit de C3 dans le conduit 22 par rapport au débit de C3 dans le conduit 1.
Les simulations de fonctionnement ont été effectuées pour le procédé décrit en référence à la figure 2, pour le procédé décrit en référence à la figure 3, ainsi que pour un procédé sans recycle de C2, c'est-à-dire pour un procédé identique à ceux présentés aux figures 2 et 3 à l'exception du fait qu'il est dépourvu du recycle de C2 matérialisé par la conduite de recycle 19.
chéma Procédé sans Procédé de la Procédé de la recycle de C2 figure 2 avec figure 3 avec recycle de C2 recycle de C2 dans le ballon de dans la ligne de reflux 4 reflux 7 lébit de C2 dans le
0 136.4 136.4 scyclage (kmol/h) aux de récupération des
71.1 79.9 84.2 Î3 (%)
•ression critique en tête du
56.7 56.9 56.9 -actionnement 5 (bar)
On constate que l'invention permet d'améliorer la récupération des C3 et de s'éloigner légèrement des conditions critiques dans la colonne de fractionnement et d'améliorer le taux de récupération des C3.
En référence aux figures 4 et 5, le gaz naturel 1 est refroidi et partiellement condensé dans l'échangeur E1 , à une température comprise entre -60°C et 0°C, puis introduit dans la colonne de fractionnement 2. La colonne 2 peut fonctionner à une pression comprise entre 40 bars et 60 bars. La vapeur obtenue en tête de la colonne 2 est partiellement condensée par le condenseur 3. La phase gazeuse est séparée de la phase liquide dans le ballon 4. Le condenseur 3 effectue un refroidissement à très basse température, par exemple entre -45°C et -700C, à l'aide d'un fluide réfrigérant, par exemple utilisé dans l'échangeur de chaleur E2. La phase gazeuse 5 est envoyée dans l'échangeur de chaleur E2 pour être liquéfiée. La phase liquide obtenue en fond du ballon 4 est renvoyée à l'aide de la pompe 6 à travers le conduit 7 en tête de la colonne de fractionnement 2 à titre de reflux.
La phase liquide obtenue en fond de la colonne 2 est évacuée par le conduit 8 vers une deuxième colonne de fractionnement 9 pour effectuer une deuxième séparation entre le méthane et les hydrocarbures plus lourds que le méthane, à une pression inférieure à celle de la colonne 2. La colonne 9 peut fonctionner à une pression comprise entre 25 bars et 40 bars. Une portion de la phase liquide obtenue en fond du ballon 4 est introduite en tête de la colonne 9 à titre de reflux. La température en fond de la colonne 9 est contrôlée par le rebouilleur 12 de manière à vaporiser les fractions légères présentes sous forme liquide en fond de la colonne 9 et à limiter leur entraînement dans le conduit 13. La colonne 9 permet d'obtenir, en tête, un flux enrichi en méthane évacué par le conduit 11 et, en fond, un flux enrichi en hydrocarbures plus lourds que le méthane.
Le flux liquide obtenu en fond de la colonne 9 est introduit par le conduit 13 dans la colonne de dééthanisation 14. La colonne 14 fonctionne à une pression plus faible que dans la colonne 9, par exemple à une pression comprise entre 20 bars et 35 bars. La colonne 14 permet de séparer un flux comportant principalement de l'éthane évacué en tête et un flux comportant des hydrocarbures plus lourds que l'éthane en fond. Le flux d'éthane obtenu en tête de la colonne 14 est partiellement, voire totalement, condensé par le condenseur cryogénique 15 à une température comprise entre -5°C et 100C. Le flux obtenu en sortie du condenseur 15 est envoyé dans le ballon de reflux 16. Dans le cas où le flux d'éthane n'est que partiellement condensé, une phase vapeur d'éthane est évacuée en tête du ballon 16. L'éthane liquide obtenu en fond de 16 est pompé par la pompe 17 pour être envoyé par le conduit 18, en tête, de la colonne 14 à titre de reflux. Une fraction de l'éthane liquide obtenu en fond du ballon 16 peut être expédiée vers une zone de stockage par le conduit 20. Le fond de la colonne 14 est maintenu en température par le rebouilleur 21 de manière à éliminer le maximum d'éthane de la coupe C3+ évacuée en fond de 14 par le conduit 22. La coupe C3+ peut être séparée, par exemple dans une colonne de dépropanisation.
En référence aux figures 4 et 5, la présente invention propose de recycler une portion du flux riche en éthane liquide obtenu en fond du ballon 16 vers la colonne de fractionnement 2. Plus précisément, en référence à la figure 4, une portion du flux liquide pompé par la pompe 17 est introduit par le conduit 19 dans le ballon 4. Alternativement, en référence à la figure 5, une portion du flux liquide pompé par la pompe 17 est introduite dans la ligne de reflux 7 par le conduit 19. Ainsi la phase liquide obtenue en fond du ballon 4 est assemblée et mélangée au flux riche en éthane arrivant par le conduit 19.
Les exemples numériques présentés ci-après permettent d'illustrer le mode de fonctionnement des procédés décrits en référence aux figures 4 et 5.
Le débit de gaz naturel arrivant par le conduit 1 est de 34000 kmol/h, avecosition suivante :
Les procédés fonctionnent dans les conditions suivantes :
• la colonne de fractionnement 2 :
Pression : 45 bars abs en fond, 44 bars abs au condenseur 3,
Température du gaz naturel à l'entrée : -3O0C,
Température au condenseur 15 : - 65 0C
Débit 10 de soutirage pour reflux du déméthaniseur 9 : 350 kmol/h
• le déméthaniseur 9 :
Pression : 30 bars abs en fond, 29,5 bar abs en tête, Température de l'alimentation : - 41 0C
• le dééthaniseur 14 : - Pression : 27,5 bars abs en fond, 27 bars abs au condenseur 15,
- Température de l'alimentation : 42 0C
- Température au condenseur 15 : 3°C
Le taux de recycle, c'est-à-dire le débit molaire d'éthane recyclé par le conduit 19 par rapport au débit molaire d'éthane contenu dans le gaz arrivant par le conduit 1 , est de 10%.
Le taux de récupération des C3 est défini comme le rapport entre le débit de C3 dans le conduit 22 par rapport au débit de C3 dans le conduit 1.
Les simulations de fonctionnement ont été effectuées pour le procédé décrit en référence à la figure 4, pour le procédé décrit en référence à la figure 5, ainsi que pour un procédé sans recycle de C2, c'est-à-dire pour un procédé identique à ceux présentés aux figures 4 et 5 à l'exception du fait qu'il est dépourvu du recycle de C2 matérialisé par la conduite de recycle 19.
;héma Procédé sans Procédé selon la Procédé de la recycle de C2 figure 4 avec Figure 5 avec recycle de C2 recycle de C2 dans le ballon de dans la ligne de reflux 4 reflux 7 ébit de C2 dans le
0 273 273 cyclage (kmol/h) aux de récupération des
62.4 76.6 82.6 3 (%) ression critique en tête du
56.7 56.9 56.9 actionnement 5 (bar)
On constate que l'invention permet d'améliorer la récupération des C3 et de s'éloigner des conditions critiques dans la colonne de fractionnement spécialement lorsque le retour de recycle est effectué dans la ligne de reflux.

Claims

REVENDICATIONS
1) Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel dans lequel on effectue les étapes suivantes : a) on liquéfie partiellement le gaz naturel par refroidissement, b) on introduit le gaz naturel partiellement liquéfié dans une colonne de fractionnement de manière à obtenir une fraction gazeuse enrichie en méthane et une fraction liquide appauvrie en méthane, c) on refroidit la fraction gazeuse jusqu'à liquéfaction partielle, puis on introduit la fraction gazeuse refroidie dans un ballon séparateur de manière à séparer une phase gazeuse et une phase liquide, d) on recycle au moins une partie de la phase liquide dans la colonne de fractionnement à titre de reflux, e) on sépare la fraction liquide de manière à obtenir une fraction enrichie en éthane et au moins une fraction enrichie en composés plus lourds que l'éthane, f) on recycle au moins une partie de la fraction enrichie en éthane en effectuant au moins l'une des opérations suivantes :
- on introduit ladite partie de la fraction enrichie en éthane dans ledit ballon séparateur,
- avant l'étape d), on mélange ladite partie de la fraction enrichie en éthane avec ladite phase liquide, g) on liquéfie la phase gazeuse obtenu à l'étape c) par refroidissement puis par détente de manière à produire un gaz naturel liquide.
2) Procédé selon la revendication 1 , dans lequel ladite fraction enrichie en éthane obtenue à l'étape e) comporte au moins 90% molaire d'éthane. 3) procédé selon l'une des revendications 1 et 2, dans lequel à l'étape f), ladite au moins une partie de la fraction enrichie en éthane est recyclée à un débit compris entre 5 % et 20 % du débit d'éthane contenu dans ledit gaz naturel.
4) Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, dans lequel :
- la colonne de fractionnement fonctionne à une pression comprise entre 40 bars et 60 bars,
- à l'étape a), le gaz naturel est refroidi à une température comprise entre 00C et -600C, et
- à l'étape c), on refroidit la fraction gazeuse jusqu'à une température comprise entre -45°C et -700C.
5) Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, dans lequel à l'étape e), on sépare la fraction liquide dans une colonne de dééthanisation, ladite fraction enrichie en éthane étant obtenue en tête de la colonne de dééthanisation, la fraction enrichie en composés plus lourds que l'éthane étant obtenue en fond de la colonne de dééthanisation.
6) Procédé selon la revendication 5, dans lequel la fraction enrichie en éthane est au moins partiellement liquéfiée, une partie de la fraction liquide enrichie en éthane étant introduite en tête de la colonne de dééthanisation à titre de reflux, une autre partie de la fraction liquide enrichie en éthane étant recyclée selon l'étape f).
7) Procédé selon la revendication 6, dans lequel :
- la colonne de dééthanisation fonctionne à une pression comprise entre 20 et 35 bars, et
- ladite fraction enrichie en éthane est au moins partiellement liquéfiée par refroidissement à une température comprise entre -5°C et 100C. 8) Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, dans lequel à l'étape e), on sépare la fraction liquide dans une colonne de déméthanisation de manière à obtenir un flux gazeux enrichi en méthane et un flux liquide enrichi en composés plus lourds que le méthane, puis on sépare le flux liquide dans une colonne de dééthanisation, ladite fraction enrichie en éthane étant obtenue en tête de la colonne de dééthanisation, la fraction enrichie en composés plus lourds que l'éthane étant obtenue en fond de la colonne de dééthanisation.
9) Procédé selon la revendication 8, dans lequel la fraction enrichie en éthane est au moins partiellement liquéfiée, une partie de la fraction liquide enrichie en éthane étant introduite en tête de la colonne de dééthanisation à titre de reflux, une autre partie de la fraction liquide enrichie en éthane étant recyclée selon l'étape f).
10) Procédé selon l'une des revendications 8 et 9, dans lequel on introduit une portion de la phase liquide obtenue à l'étape c) en tête de la colonne de déméthanisation à titre de reflux.
11) Procédé selon l'une des revendications 8 à 10, dans lequel :
- la colonne de déméthanisation fonctionne à une pression comprise entre 25 et 40 bars,
- la colonne de dééthanisation fonctionne à une pression comprise entre 20 et 35 bars,
- ladite fraction enrichie en éthane est au moins partiellement liquéfiée par refroidissement à une température comprise entre -5°C et 100C.
EP08870226A 2007-10-26 2008-10-17 Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel avec récupération améliorée de propane Withdrawn EP2205921A2 (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0707602A FR2923000B1 (fr) 2007-10-26 2007-10-26 Procede de liquefaction d'un gaz naturel avec recuperation amelioree de propane.
PCT/FR2008/001461 WO2009087307A2 (fr) 2007-10-26 2008-10-17 Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel avec récupération améliorée de propane

Publications (1)

Publication Number Publication Date
EP2205921A2 true EP2205921A2 (fr) 2010-07-14

Family

ID=39539560

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP08870226A Withdrawn EP2205921A2 (fr) 2007-10-26 2008-10-17 Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel avec récupération améliorée de propane

Country Status (6)

Country Link
US (1) US20110265511A1 (fr)
EP (1) EP2205921A2 (fr)
BR (1) BRPI0818019A2 (fr)
FR (1) FR2923000B1 (fr)
RU (1) RU2491487C2 (fr)
WO (1) WO2009087307A2 (fr)

Families Citing this family (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10690387B2 (en) 2010-05-03 2020-06-23 Consejo Superior De Investigaciones Científicas (Csic) System and method for recovery and recycling coolant gas at elevated pressure
US20130047632A1 (en) * 2010-05-03 2013-02-28 Consejo Superior De Investigaciones Cientificas (Csic) Gas liquefaction system and method
RU2459160C2 (ru) * 2010-08-30 2012-08-20 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" (ОАО "НИПИгазпереработка") Способ выделения этановой фракции
US10451344B2 (en) 2010-12-23 2019-10-22 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery and ethane rejection methods and configurations
CN102168905B (zh) * 2011-04-14 2014-03-05 北京中油联自动化技术开发有限公司 一种天然气原料气加工装置
WO2014018045A1 (fr) * 2012-07-26 2014-01-30 Fluor Technologies Corporation Configurations et procédés pour détecter le point de rosée d'hydrocarbures gazeux en alimentation profonde
WO2014047464A1 (fr) 2012-09-20 2014-03-27 Fluor Technologies Corporation Agencements et procédés pour la récupération de lgn pour des gaz de départ à haute teneur en azote
US20140366577A1 (en) * 2013-06-18 2014-12-18 Pioneer Energy Inc. Systems and methods for separating alkane gases with applications to raw natural gas processing and flare gas capture
US20160216030A1 (en) * 2015-01-23 2016-07-28 Air Products And Chemicals, Inc. Separation of Heavy Hydrocarbons and NGLs from Natural Gas in Integration with Liquefaction of Natural Gas
FR3039080B1 (fr) * 2015-07-23 2019-05-17 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Methode de purification d'un gaz riche en hydrocarbures
US10006701B2 (en) 2016-01-05 2018-06-26 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery or ethane rejection operation
US10330382B2 (en) 2016-05-18 2019-06-25 Fluor Technologies Corporation Systems and methods for LNG production with propane and ethane recovery
US11725879B2 (en) 2016-09-09 2023-08-15 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration for retrofitting NGL plant for high ethane recovery
CA3077409C (fr) 2017-10-20 2025-05-13 Fluor Technologies Corporation Mise en œuvre par phases d’usines de récupération de liquides de gaz naturels
JP7051372B2 (ja) * 2017-11-01 2022-04-11 東洋エンジニアリング株式会社 炭化水素の分離方法及び装置
JP7043126B6 (ja) * 2017-11-06 2022-04-18 東洋エンジニアリング株式会社 Ｌｎｇから複数種の炭化水素を分離回収するための装置
CN109028758A (zh) * 2018-08-07 2018-12-18 中国石油工程建设有限公司 一种采用混合冷剂制冷的天然气乙烷回收装置及方法
US12215922B2 (en) 2019-05-23 2025-02-04 Fluor Technologies Corporation Integrated heavy hydrocarbon and BTEX removal in LNG liquefaction for lean gases
US12098882B2 (en) 2018-12-13 2024-09-24 Fluor Technologies Corporation Heavy hydrocarbon and BTEX removal from pipeline gas to LNG liquefaction
FR3101406B1 (fr) * 2019-09-27 2022-06-03 Air Liquide Installation de système de liquéfaction de fluide d’hydrocarbures et son système
DE102020004821A1 (de) * 2020-08-07 2022-02-10 Linde Gmbh Verfahren und Anlage zur Herstellung eines Flüssigerdgasprodukts

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2953905A (en) * 1957-03-15 1960-09-27 Kellogg M W Co Hydrocarbon separation
SU767474A1 (ru) * 1977-01-04 1980-09-30 Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Переработке Газа Способ переработки углеводородных газов
FR2681859B1 (fr) * 1991-09-30 1994-02-11 Technip Cie Fse Etudes Const Procede de liquefaction de gaz naturel.
US5685170A (en) * 1995-11-03 1997-11-11 Mcdermott Engineers & Constructors (Canada) Ltd. Propane recovery process
US5659109A (en) * 1996-06-04 1997-08-19 The M. W. Kellogg Company Method for removing mercaptans from LNG
RU2133931C1 (ru) * 1997-04-02 1999-07-27 Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий Российское акционерное общество "Газпром" Способ извлечения стабильного конденсата из природного газа
US5953935A (en) * 1997-11-04 1999-09-21 Mcdermott Engineers & Constructors (Canada) Ltd. Ethane recovery process
FR2772896B1 (fr) * 1997-12-22 2000-01-28 Inst Francais Du Petrole Procede de liquefaction d'un gaz notamment un gaz naturel ou air comportant une purge a moyenne pression et son application
FR2797641B1 (fr) * 1999-08-17 2001-09-21 Inst Francais Du Petrole Procede et dispositif de separation d'ethane et d'ethylene par absorption par solvant et hydrogenation de la phase solvant et regeneration du solvant
FR2803851B1 (fr) * 2000-01-19 2006-09-29 Inst Francais Du Petrole Procede de liquefaction partielle d'un fluide contenant des hydrocarbures tel que du gaz naturel
US6367286B1 (en) * 2000-11-01 2002-04-09 Black & Veatch Pritchard, Inc. System and process for liquefying high pressure natural gas
US6405561B1 (en) * 2001-05-15 2002-06-18 Black & Veatch Pritchard, Inc. Gas separation process
FR2861164B1 (fr) * 2003-10-16 2010-11-26 Inst Francais Du Petrole Procede de liquefaction et de conversion d'un gaz naturel
JP4599362B2 (ja) * 2003-10-30 2010-12-15 フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン 自在ｎｇｌプロセスおよび方法
FR2879729B1 (fr) * 2004-12-22 2008-11-21 Technip France Sa Procede et installation de production de gaz traite, d'une coupe riche en hydrocarbures en c3+ et d'un courant riche en ethane
US20060260355A1 (en) * 2005-05-19 2006-11-23 Roberts Mark J Integrated NGL recovery and liquefied natural gas production
US20080016910A1 (en) * 2006-07-21 2008-01-24 Adam Adrian Brostow Integrated NGL recovery in the production of liquefied natural gas

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
None *

Also Published As

Publication number Publication date
US20110265511A1 (en) 2011-11-03
WO2009087307A3 (fr) 2011-12-08
FR2923000B1 (fr) 2015-12-11
RU2010121164A (ru) 2011-12-10
FR2923000A1 (fr) 2009-05-01
RU2491487C2 (ru) 2013-08-27
WO2009087307A2 (fr) 2009-07-16
BRPI0818019A2 (pt) 2015-04-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2009087307A2 (fr) Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel avec récupération améliorée de propane
US9074815B2 (en) Nitrogen removal with ISO-pressure open refrigeration natural gas liquids recovery
EP0572590B1 (fr) Procede de deazotation d'une charge d'un melange d'hydrocarbures consistant principalement en methane et renfermant au moins 2 % molaire d'azote
JP4599362B2 (ja) 自在ｎｇｌプロセスおよび方法
EP1454104B1 (fr) Procede et installation de separation d'un melange gazeux contenant du methane par distillation
KR100939053B1 (ko) 통합형 ｎｇｌ 회수 및 액화 천연 가스 생산
EP2205920B1 (fr) Procede de liquefaction d'un gaz naturel avec fractionnement a haute pression
EP2452140B1 (fr) Procédé de production d'un courant riche en méthane et d'un courant riche en hydrocarbures en c2+, et installation associée
EP2422152B1 (fr) Procédé de production d'un courant riche en méthane et d'une coupe riche en hydrocarbures en c2+ à partir d'un courant de gaz naturel de charge, et installation associée
EP2630428B1 (fr) Procédé simplifié de production d'un courant riche en méthane et d'une coupe riche en hydrocarbures en c2+ à partir d'un courant de gaz naturel de charge, et installation associée.
EP3117163A1 (fr) Procédé et appareil pour l'élimination d'un hydrocarbure lourd de gaz naturel pauvre avant liquéfaction
WO2018048478A1 (fr) Prétraitement de gaz naturel avant liquéfaction
AU2013370173A1 (en) Integrated process for NGL (natural gas liquids recovery) and LNG (liquefaction of natural gas)
CA2592012A1 (fr) Procede et installation de production de gaz naturel traite, d'une coupe riche en hydrocarbures en c3 + et courant riche en ethane
EP3252408B1 (fr) Procédé de purification de gaz naturel et de liquéfaction de dioxyde de carbone
EP4244557A1 (fr) Procédé d'extraction d'éthane dans un courant de gaz naturel de départ et installation correspondant
FR3069457B1 (fr) Procede de separation d'un courant de gaz naturel en une fraction enrichie en methane et une fraction enrichie en hydrocarbures en c2 et superieurs
US20110126584A1 (en) Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream and method of cooling a hydrocarbon stream
EP4664042A1 (fr) Procédé de purification de co2
EP0445041A1 (fr) Procédé de séparation de mélanges gazeux obtenus dans les raffineries de pétrole

Legal Events

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

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A2

Designated state(s): AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MT NL NO PL PT RO SE SI SK TR

AX Request for extension of the european patent

Extension state: AL BA MK RS

RAP1 Party data changed (applicant data changed or rights of an application transferred)

Owner name: IFP ENERGIES NOUVELLES

DAX Request for extension of the european patent (deleted)
R17D Deferred search report published (corrected)

Effective date: 20111208

17P Request for examination filed

Effective date: 20120608

RBV Designated contracting states (corrected)

Designated state(s): AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MT NL NO PL PT RO SE SI SK TR

RAP1 Party data changed (applicant data changed or rights of an application transferred)

Owner name: IFP ENERGIES NOUVELLES

17Q First examination report despatched

Effective date: 20180302

RAP1 Party data changed (applicant data changed or rights of an application transferred)

Owner name: L'AIR LIQUIDE SOCIETE ANONYME POUR L'ETUDE ET L'EX

GRAP Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR1

INTG Intention to grant announced

Effective date: 20190916

GRAS Grant fee paid

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR3

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

Free format text: STATUS: THE APPLICATION IS DEEMED TO BE WITHDRAWN

18D Application deemed to be withdrawn

Effective date: 20200128