EP2422152A2 - 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 - Google Patents

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

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EP2422152A2
EP2422152A2 EP10723682A EP10723682A EP2422152A2 EP 2422152 A2 EP2422152 A2 EP 2422152A2 EP 10723682 A EP10723682 A EP 10723682A EP 10723682 A EP10723682 A EP 10723682A EP 2422152 A2 EP2422152 A2 EP 2422152A2
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EP
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stream
rich
heat exchanger
methane
compressor
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Henri Paradowski
Sandra Thiebault
Loïc BARTHE
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Technip France SAS
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Definitions

  • a process for producing a methane rich stream and a C 2 + hydrocarbon rich fraction from a feed natural gas stream, and associated plant
  • the present invention relates to a process for producing a methane-rich stream and a C 2 + hydrocarbon-rich fraction from a dehydrated feed stream of natural gas, the process being of the type comprising the steps of:
  • cooling the charge natural gas stream advantageously to a pressure greater than 40 bars in a first heat exchanger, and introducing the cooled charge natural gas stream into a first separator tank; separating the cooled natural gas stream into the first separator tank and recovering a substantially gaseous light fraction and a substantially liquid heavy fraction;
  • Such a method is intended to be implemented for the construction of new production units of a methane-rich stream and of a C 2 + hydrocarbon fraction from a natural feed gas, or for modification of existing units, particularly in the case where the feed natural gas has a high content of ethane, propane and butane.
  • Such a method is also applicable in the case where it is difficult to implement a refrigeration of the natural gas charge using an external cycle of propane refrigeration, or in the case where the installation of a Such a cycle would be too costly or too dangerous, for example in floating plants or in urban areas.
  • Such a process is particularly advantageous when the fractionation unit of the C 2 + hydrocarbon fraction which produces propane for use in refrigeration cycles is too far from the recovery unit of this hydrocarbon cut. in C 2 + .
  • the separation of the C 2 + hydrocarbon fraction from a natural gas extracted from the subsoil makes it possible to satisfy both economic requirements and technical requirements.
  • the C 2 + hydrocarbon fraction recovered from natural gas is advantageously used to produce ethane and liquids which constitute raw materials in petrochemicals.
  • the requirements of natural gas marketed in a network include, in some cases, a specification of the heating value which must be relatively low.
  • C 2 + hydrocarbon cutting production processes include generally a distillation step, after cooling the feed natural gas, to form a methane-rich overhead stream and a C 2 + hydrocarbon-rich foot stream.
  • Such methods make it possible to obtain an ethane recovery greater than 95% and in the latter case, even greater than 99%.
  • Such a method does not, however, entirely satisfactory when the natural gas feedstock is very rich in heavy hydrocarbons, and especially in ethane, propane, and butane, and when the inlet temperature of the natural gas feedstock is relatively high.
  • An object of the invention is therefore to obtain a process for recovering C 2 + hydrocarbons which is extremely efficient and highly selective, even when the content in the natural gas feedstock of these C 2 + hydrocarbons increases significantly.
  • the object of the invention is a process of the aforementioned type, characterized in that the method comprises the following steps:
  • the method according to the invention may comprise one or more of the following characteristics, taken alone or in any combination (s) technically possible (s):
  • the second recirculation stream is introduced into a stream located downstream of the first heat exchanger and upstream of the first expansion turbine to form the dynamic expansion stream;
  • the second recirculation stream is mixed with the turbine feed stream from the first separator tank to form the dynamic expansion stream; dynamic expansion receiving the dynamic expansion current being formed by the first expansion turbine;
  • the second recirculation stream is mixed with the cooled natural gas stream before it is introduced into the first separator tank, the dynamic expansion stream being formed by the turbine feed stream from the first separator tank;
  • the second recirculation stream is taken from the first recirculation stream
  • the method comprises the following steps:
  • the method comprises the passage of the sampling stream in a third heat exchanger and in a fourth heat exchanger before its introduction into the third compressor, then the passage of the compressed sampling stream in the fourth heat exchanger, then in the third heat exchanger for feeding the head of the separation column, the second recirculation stream being taken from the cooled compressed sampling stream, between the fourth heat exchanger and the third heat exchanger;
  • the sampling stream is introduced into a fourth compressor, the method comprising the following steps:
  • the second recirculation stream is taken from the compressed methane-rich head stream, the process comprising the following steps:
  • the method comprises the following steps: sampling of a secondary cooling stream in the compressed methane-rich head stream, downstream of the first compressor and downstream of the second compressor;
  • the second recirculation stream is derived from the first recirculation stream, to form the dynamic expansion stream, the dynamic expansion stream being introduced into a second expansion turbine separate from the first expansion turbine, the dynamic expansion stream; from the second expansion turbine (being reintroduced into the methane-rich stream before it passes through the first heat exchanger;
  • the method comprises the following steps: - Removal of a recompression fraction in the heated methane-rich head stream from the first heat exchanger and the second heat exchanger;
  • the method comprises the derivation of a third recirculation stream, advantageously at ambient temperature, from the at least partially compressed methane-rich stream, advantageously between two stages of the second compressor, the third recirculation stream being successively cooled in the first heat exchanger and in the second heat exchanger before being mixed with the first recirculation stream to be introduced into the separation column;
  • the foot stream rich in C 2 + hydrocarbons is pumped and is heated by countercurrent heat exchange of at least a portion of the feed natural gas stream, advantageously to a temperature less than or equal to the temperature of the feedstock; charge natural gas stream before passing through the first heat exchanger;
  • the pressure of the stream rich in C 2 + hydrocarbons after pumping is chosen to maintain the stream rich in C 2 + hydrocarbons after heating in the first heat exchanger, in liquid form;
  • the molar flow rate of the second recirculation stream is greater than 10% of the molar flow rate of the charge natural gas stream
  • the temperature of the second recirculation stream is substantially equal to the temperature of the stream of cooled natural gas introduced into the first separator tank; the pressure of the third recirculation stream is lower than the pressure of the charge natural gas stream and is greater than the pressure of the separation column;
  • the molar flow rate of the third recirculation stream is greater than 10% of the molar flow rate of the charge natural gas stream; the molar flow rate of the sampling stream is greater than 4%, advantageously
  • the temperature of the sampling stream, after passing through the third heat exchanger, is lower than that of the cooled natural gas feed stream feeding the first separator balloon;
  • the molar flow rate of the secondary bypass current is greater than 10% of the molar flow rate of the charge natural gas stream
  • the molar flow rate of the secondary cooling stream is greater than 10% of the molar flow rate of the charge natural gas stream
  • the pressure of the expanded secondary cooling stream is greater than 15 bars
  • the ratio between the ethane flow rate contained in the C 2 + hydrocarbon-rich fraction and the ethane flow rate contained in the feed natural gas is greater than 0.98; - the ratio between the flow rate of C 3 + hydrocarbons contained in the cut rich in C 2 + hydrocarbons and the flow rate of C 3 + hydrocarbons contained in the feed natural gas is greater than 0.998.
  • the invention also relates to a facility for producing a methane-rich stream and a C 2 + hydrocarbon-rich fraction from a stream of dehydrated feedstock composed of hydrocarbons, carbon dioxide and nitrogen and CO 2 , and advantageously having a molar content of C 2 + hydrocarbons greater than 10%, the installation being of the type comprising:
  • a first heat exchanger for cooling the stream of charge natural gas advantageously circulating at a pressure greater than 40 bar, a first separating flask,
  • a second heat exchanger for cooling the secondary flow and means for introducing the cooled secondary flow into an upper part of the separation column;
  • sampling means at the top of the separation column of a methane-rich overhead stream; means for introducing the methane-rich head stream into the second heat exchanger and into the first heat exchanger to heat it;
  • methane-rich overhead stream compression means comprising at least a first compressor coupled to the first turbine and a second compressor to form the methane-rich stream from the compressed methane-rich overhead stream;
  • the means for forming a dynamic expansion current from the second recirculation stream comprise means for introducing the second recirculation stream into a stream flowing downstream of the first heat exchanger and upstream of the first recirculation stream. first expansion turbine to form the dynamic expansion current.
  • ambient temperature is meant in what follows the temperature of the gaseous atmosphere that prevails in the installation in which the process according to the invention is implemented. This temperature is generally between -40 9 C and 60O.
  • FIG. 1 is a block diagram of a first installation according to the invention, for the implementation of a first method according to the invention
  • FIG. 2 is a view similar to FIG. 1 of a second installation according to the invention, for the implementation of a second method according to the invention
  • FIG. 3 is a view similar to FIG. 1 of a third installation according to the invention, for the implementation of a third method according to the invention
  • FIG. 4 is a view similar to Figure 1 of a fourth installation according to the invention, for the implementation of a fourth method according to the invention;
  • FIG. 5 is a view similar to FIG. 1 of a fifth installation according to the invention, for the implementation of a fifth method according to the invention;
  • FIG. 6 is a view similar to Figure 1 of a sixth installation according to the invention, for the implementation of a sixth method according to the invention;
  • FIG. 7 is a view similar to Figure 1 of a seventh installation according to the invention, for the implementation of a seventh method according to the invention.
  • FIG. 1 illustrates a first installation 10 for producing a stream 12 rich in methane and a section 14 rich in C 2 + hydrocarbons according to the invention, from a natural gas of charge 15. This installation 10 is intended for the implementation of a first method according to the invention.
  • the method and the installation 10 are advantageously applied in the case of the construction of a new unit for recovering methane and ethane.
  • the plant 10 comprises, from upstream to downstream, a first heat exchanger 16, a first separator tank 18, a second separator tank 20, a first expansion turbine 22 and a second heat exchanger 24.
  • the installation 10 further comprises a separation column 26 and, downstream of the column 26, a first compressor 28 coupled to the first expansion turbine 22, a first air cooler 30, a second compressor 32 and a second cooler. Air 34.
  • the installation 10 further comprises a pump 36 of the bottom of the column.
  • the same references will refer to a current flowing in a pipe, and the pipe that carries it.
  • the percentages mentioned are molar percentages and the pressures are given in absolute bar.
  • each compressor is 82% polytropic and the efficiency of each turbine is 85% adiabatic.
  • a first production method according to the invention, implemented in the installation 10 will now be described.
  • the charge natural gas 15 is, in this example, a dehydrated and decarbonated natural gas comprising in moles 0.3499% of nitrogen, 80.0305% of methane, 11.333% of ethane and 3.6000% of propane. 1, 6366% i-butane, 2.0000% n-butane, 0.2399% i-pentane, 0.1899% n-pentane, 0.1899% n-hexane, 0.1000% n-heptane, 0.0300% n-octane and 0.3000% carbon dioxide.
  • the charge natural gas 15 thus more generally comprises in mol, between 10% and 25% of C 2 + hydrocarbons to be recovered and between 74% and 89% of methane.
  • the C 2 + hydrocarbon content is advantageously greater than 15%.
  • decarbonated gas is meant a gas whose carbon dioxide content is lowered so as to avoid the crystallization of carbon dioxide, this content being generally less than 1 mol%.
  • dehydrated gas is meant a gas whose water content is as low as possible and in particular less than 1 ppm.
  • the content of hydrogen sulphide in the feed natural gas is preferably less than 10 ppm and the content of sulfur compounds of the mercaptan type is preferably less than 30 ppm.
  • the natural gas charge has a pressure greater than 40 bars and in particular substantially equal to 62 bars. It also has a temperature close to ambient temperature and in particular equal to 40 9 C.
  • the flow rate of the charge natural gas stream 15 is, in this example, 15000 kgmol / h.
  • the charge natural gas stream 15 is first introduced into the first heat exchanger 16 where it is cooled and partially condensed at a temperature above - 50 9 C and in particular substantially equal to -30 9 C to give a stream of cooled feed natural gas 40 which is introduced in its entirety in the first separator tank 18.
  • the cooled charge natural gas stream 40 is separated into a light gas fraction 42 and a heavy liquid fraction 44.
  • the ratio of the molar flow rate of the light fraction 42 to the molar rate of the heavy fraction 44 is generally between 4 and 10.
  • the light fraction 42 is separated into a feed flow 46 of the first expansion turbine and into a secondary flow 48 which is introduced successively into the heat exchanger 24 and into a first static expansion valve 50 to form a flow secondary expanded cooled and at least partially liquefied 52.
  • the cooled expanded secondary stream 52 is introduced at a higher level N1 of the separation column 26 corresponding to the fifth stage from the top of the column 26.
  • the flow rate of the secondary flow 48 represents less than 20% of the flow rate of the light fraction
  • the pressure of the secondary flow 52, after expansion in the valve 50, is less than 20 bar and in particular equal to 18 bar.
  • This pressure substantially corresponds to the pressure of the column 26 which is more generally greater than 15 bars, advantageously between 15 bars and 25 bars.
  • the cooled expanded secondary stream 52 comprises a molar content of ethane greater than 5% and in particular substantially equal to 8.9 mol% of ethane.
  • the heavy fraction 44 is directed to a second level control valve 54 which opens as a function of the liquid level in the first separator tank 18, then is introduced into the first heat exchanger 16 to be heated up to a higher temperature at -50 9 C and especially equal to -38 9 C to obtain a heated heavy fraction 56.
  • the heated heavy fraction 56 is then introduced into the second separator tank 20 to form a substantially gaseous head fraction 58 and a substantially liquid bottom fraction 60.
  • the ratio of the molar flow rate of the top fraction 58 to the molar rate of the bottom fraction 60 is, for example, between 0.30 and 0.70.
  • the head fraction 58 is introduced into the second heat exchanger 24 to be liquefied therein and, after expansion in a pressure control valve 62, to give a cooled and at least partially liquid expanded head fraction 64 which is introduced at an upper level N2 of the column 26 situated below the level N1, and corresponding to the sixth stage from the top of the column 26.
  • the pressure of the fraction 64 is substantially equal to the pressure of the column 26.
  • the temperature of this fraction 64 is greater than -115 9 C and in particular substantially equal to -107.4 9 C.
  • the liquid bottom fraction 60 passes through a level control valve 66 which opens as a function of the liquid level in the second separator tank 20.
  • the bottom fraction 60 is then introduced at a level N3 of the column located under the N2 level, located on the twelfth floor of column 26 from the head.
  • An upper reboiling stream 70 is taken at a bottom level N4 of the column 26 located below the level N3 and corresponding to the thirteenth stage from the top of the column 26.
  • This reboiling current is available at a temperature greater than - 55 9 C and is passed into the first heat exchanger 16 to be partially vaporized and exchange a thermal power of about 3948 kW with the other currents flowing in the exchanger 16.
  • This stream of partially vaporised liquid reboiler is heated to a temperature above -40 9 C and in particular equal to - 28.8 C 9 and sent to level N5 located just below the level N4, and corresponding to the fourteenth stage of the column 26 from the head.
  • the liquid taken from this stage is composed mainly of 18.78 mol% of methane and 51.38 mol% of ethane.
  • a second intermediate reboil stream 72 is collected at a level N6 located below the N5 level and corresponding to the nineteenth stage from the top of the column 26. This second reboil stream 72 is taken at a temperature greater than -20. 9 C to be sent to the first exchanger 16 and exchange thermal power of 1500 kW with other currents flowing through this heat exchanger 16.
  • Reboiling stream partially vaporized liquid from the exchanger 16 is then re-introduced at a temperature above - 15 9 C and in particular equal to -5.6 9 C at a level situated just below N7 N6 level and including twentieth floor starting from the head of column 26.
  • the intermediate reboil stream 72 is composed mainly of 4.91% molar methane and 61.06 mol% ethane.
  • a third lower reboiling current 74 is taken at a level N8 of the column 26 situated under the level N7 and for example on the twenty-second stage starting from the head of the column 26 at a temperature greater than -10 9 C and in particular equal to 1, 6 9 C.
  • the lower reboiling current 74 is then sent to the heat exchanger 16 to be partially vaporized by exchanging a thermal power of 2850 kW with the other currents flowing in the exchanger 16.
  • the partially vaporized liquid stream is returned to a level N9 located just below level N8 and corresponding to the twenty-third stage from the top of column 26.
  • a stream 80 rich in C 2 + hydrocarbons is taken from the bottom of the column 26 at a temperature greater than -5 9 C and especially equal to 8.2 9 C.
  • This stream comprises less than 1% of methane and more than 98% C 2 + hydrocarbons. It contains more than 99% of the C 2 + hydrocarbons of the charge natural gas stream 15.
  • the stream 80 contains in mol, 0.57% of methane, 57.76% of ethane, 18.5% of propane, 8.41% of i-butane, 10.28% of n 1-butane, 1, 23% i-pentane, 0.98% n-pentane, 0.98% n-hexane, 0.51% n-heptane, 0.15% n-octane, 0, 63% carbon dioxide.
  • This liquid stream 80 is pumped into the bottom pump 36 and is introduced into the first heat exchanger 16 to be heated to a temperature above 25 9 C while remaining liquid.
  • a methane-rich overhead stream 82 is produced at the top of the column 26.
  • This overhead stream 82 comprises a molar content of greater than 99.2% methane and a molar content of less than 0.15% ethane. It contains more than 99.8% of the methane contained in the natural gas charge 15.
  • the overhead stream rich in methane 82 is successively heated in the second heat exchanger 24, then in the first heat exchanger 16 to give a methane-rich overhead stream 84 heated to a temperature below 40 9 C and in particular equal to 37, 4 9 C.
  • This stream 84 is compressed a first time in the first compressor 28, then is cooled in the first air cooler 30. It is then compressed a second time in the second compressor 32 and is cooled in the second air cooler 34, to give a compressed methane-rich head stream 86.
  • the temperature of the compressed current 86 is substantially equal to 40 9 C and its pressure is greater than 60 bars is and in particular substantially equal to 63.06 bars.
  • the compressed stream 86 is then separated into a methane-rich stream 12 produced by the plant 10, and into a first recirculation stream 88.
  • the ratio of the molar flow rate of the methane-rich stream 12 with respect to the molar flow rate of the first recirculation stream is greater than 1 and is in particular between 1 and 20.
  • Current 12 has a methane content greater than 99.2%. In this example, it is composed of more than 99.23 mol% of methane, 0.11 mol% of ethane, 0.43 mol% of nitrogen and 0.22 mol% of carbon dioxide. This stream 12 is then sent into a gas pipeline. The first recirculation stream 88 rich in methane is then directed to the first heat exchanger 16 to give the first cooled recirculation stream 90 at a temperature below -30 9 C and in particular equal to -45O.
  • a first portion 92 of the first cooled recirculation stream 90 is then introduced into the second exchanger 24 to be liquefied before passing through the flow control valve 95 and forming a first portion 94 cooled and at least partially liquefied introduced to a level N10 of the column 26 located above the level N1, especially the first stage of this column from the head.
  • the temperature of the first cooled portion 94 is greater than -120 9 C and especially equal to -1 11 ° C. Its pressure after passing through the valve 95 is substantially equal to the pressure of the column 26.
  • This second portion 96 is expanded in an expansion valve 98 before being mixed with the turbine feed stream 46 to form a feed flow 100 of the first expansion turbine 22 intended to be dynamically expanded in this turbine 22 to produce frigories.
  • the feed stream 100 is expanded in the turbine 22 to form a relaxed flow 102 which is introduced into the column 26 at a level N1 1 situated between the level N2 and the level N3, in particular at the tenth stage starting from the head of the column at a pressure substantially equal to 17.9 bars.
  • the dynamic expansion of the flow 100 in the turbine 22 makes it possible to recover 5176 kW of energy which come for a fraction greater than 50% and in particular equal to 75% of the turbine feed stream 46 and for a fraction less than 50% and in particular equal to 25% of the second recirculation stream.
  • the flow 100 thus forms a dynamic expansion current which by its expansion in the turbine 22 produces frigories.
  • the method according to the invention makes it possible to obtain an identical ethane recovery, greater than 99%. , while significantly reducing the power to be supplied by the second compressor 32 from 20310 kW to 1987O kW.
  • the column 26 operates at a relatively high pressure which makes the process less sensitive to the crystallization of impurities such as carbon dioxide and heavy hydrocarbons, while maintaining a very high rate of ethane recovery.
  • the improvement of the efficiency of the installation is illustrated in Table 1 below.
  • a second installation 1 10 according to the invention is illustrated in Figure 2. This second installation 1 10 is intended for the implementation of a second method according to the invention.
  • the second part 96 of the first cooled recirculation stream 90 forming the second recirculation stream is reintroduced, after expansion in the control valve 98, upstream of the column 26, in the current cooled charge natural gas 40, between the first exchanger 16 and the first separator tank 18.
  • this second stream 96 contributes to the formation of the light fraction 42, as well as to the formation of the feed stream of the first expansion turbine 22.
  • the flow 100 is formed exclusively by the feed flow 46.
  • a third installation 120 according to the invention is shown in FIG. 3.
  • This third installation 120 is intended for the implementation of a third method according to the invention.
  • the second compressor 32 of the third installation 120 comprises two compression stages 122A, 122B and an intermediate air cooler 124 interposed between the two stages.
  • the third method according to the invention comprises taking a third recirculation stream 126 in the heated methane-rich head stream 84.
  • This third recirculation stream 126 is drawn between the two stages 122A, 122B at the outlet of the intermediate refrigerant 124.
  • the stream 126 has a pressure greater than 30 bars and in particular equal to 34.3 bars and a temperature substantially equal to the ambient temperature and in particular substantially equal to 40 9 vs.
  • the ratio of the flow rate of the third recirculation stream to the total flow rate of the heated methane rich head stream 84 from the first heat exchanger 16 is less than 0.1 and is in particular between 0.08 and 0.1.
  • the third recirculation stream 126 is then introduced successively into the first exchanger 16, then into the second exchanger 24 to be cooled to a temperature greater than 110O and in particular substantially equal to -107.6 °.
  • Table 5 illustrates the effect of the presence of the third recirculation stream 126.
  • FIG. 4 A fourth installation 130 according to the invention is shown in FIG. 4. This fourth installation 130 is intended for the implementation of a fourth method according to the invention.
  • the fourth installation 130 differs from the third installation 120 in that it comprises a second dynamic expansion turbine 132 coupled to a third compressor 134.
  • the fourth method according to the invention comprises taking a fourth recirculation stream 136 in the first recirculation stream 88.
  • This fourth recirculation stream 136 is taken from the first recirculation stream 88 downstream of the second compressor 32 and upstream. the passage of the first recirculation stream 88 in the first exchanger 16 and in the second exchanger 24.
  • the molar flow rate of the fourth recirculation stream 136 represents less than 70% of the molar flow rate of the first recirculation stream 88 taken at the outlet of the second compressor 32.
  • the fourth recirculation stream 136 is then brought to the second dynamic expansion turbine 132 to be expanded to a pressure lower than the pressure of the separation column 126 and in particular equal to 17.3 bar and produce frigories.
  • the temperature of the fourth cooled recirculation stream 138 coming from the turbine 132 is thus less than -30 ° and in particular substantially equal to -36.8 ° C.
  • the cooled fourth recirculation stream 138 is then reintroduced into the methane-rich head stream 82 between the outlet of the second exchanger 24 and the inlet of the first exchanger 16.
  • the frigories generated by the dynamic expansion in the turbine 132 are transmitted. by heat exchange in the first exchanger 16 to the charge natural gas stream 15. This dynamic expansion can recover 2293 kW of energy.
  • a recompression fraction 140 is taken from the heated methane rich head stream 84 between the outlet of the first exchanger 16 and the inlet of the first compressor 28.
  • This recompression fraction 140 is introduced into the third compressor 134 coupled to the second turbine 132 to be compressed to a pressure of less than 30 bar and in particular equal to 24.5 bar and a temperature of approximately 65 9 C.
  • the compressed recompression fraction 142 is reintroduced into the stream rich in methane cooled between the output of the first compressor 28 and the inlet of the first air cooler 30.
  • the molar flow rate of the recompression fraction 140 is greater than 20% of the molar flow rate of the feed gas stream 15.
  • Table 7 illustrates the effect of the presence of the fourth recirculation stream 136. A decrease in power consumption of 17.5% compared to the state of the art is observed, and 6.4% between the fourth installation 130 and the third installation 120.
  • the entire first cooled recirculation stream 90 from the first exchanger 16 is introduced into the second exchanger 24.
  • the flow rate of the second portion 96 of this current shown in Figure 4 is zero.
  • the second recirculation stream is then formed by the fourth recirculation stream 136 which is brought to the dynamic expansion turbine 132 to produce frigories.
  • this variant of the method according to the invention does not require providing a pipe for diverting part of the first cooled recirculation stream 90 to the first turbine 22, so that the installation 130 can in to be deprived.
  • a fifth installation 150 according to the invention is shown in FIG. 5. This fifth installation 150 is intended for the implementation of a fifth method according to the invention.
  • This installation 150 is intended to improve an existing production unit of the state of the art, as described for example in US Pat. No. 6,578,379, while conserving the power consumed by the second constant compressor 32. especially when the content of C 2 + hydrocarbons in the feed gas increases substantially.
  • the charge natural gas 15 is, in this example and in the following, a dehydrated and decarbonated natural gas composed mainly of methane and C2 + hydrocarbons, comprising in moles 0.3499% of nitrogen, 89.5642% of methane , 5.2759% ethane, 2.3790% propane, 0.5398% i-butane, 0.6597% n-butane, 0.2399% i-pentane, 0.1899% n-butane, pentane, 0.1899% n-hexane, 0.1000% n-heptane, 0.0300% n-octane, 0.4998% CO 2 .
  • the C 2 + hydrocarbon fraction always has the same composition as that shown in Table 9:
  • the fifth installation 150 differs from the first installation 10 in that it comprises a third heat exchanger 152, a fourth heat exchanger 154 and a third compressor 134.
  • the installation is furthermore devoid of the air cooler at the outlet of the first compressor 28.
  • the first air cooler 30 is located at the outlet of the second compressor 32.
  • the fifth method according to the invention differs from the first method according to the invention in that a sampling stream 158 is taken from the methane rich head stream 82 between the outlet of the separation column 26 and the second heat exchanger 24. .
  • the sampling current flow rate 158 is less than 15% of the flow rate of the methane-rich head stream 82 from column 26.
  • the sampling stream 158 is then introduced successively into the third heat exchanger 152, to be heated to a first temperature below room temperature, then in the fourth heat exchanger 154, to be heated up to substantially the temperature. room.
  • the first temperature is furthermore lower than the temperature of the cooled charge natural gas stream 40 supplying the first separator tank 18.
  • the stream 158 thus cooled is passed into the third compressor 134 and into the cooler 34, to cool to room temperature before being introduced into the fourth heat exchanger 154 and form a cooled compressed sampling stream 160.
  • This cooled compressed sampling stream 160 has a pressure greater than or equal to that of the stream of charge gas 15. This pressure is less than 63 bars, and substantially equal to 61.5 bars.
  • Current 160 has a temperature below 40O and substantially equal to -40 9 C. This temperature is substantially equal to the temperature of the cooled charge natural gas stream 40 supplying the first separator tank 18.
  • the cooled compressed sampling stream 160 is separated into a first portion 162 which is successively passed into the third heat exchanger 152 to be cooled to substantially the first temperature, and then to a pressure control valve 164 to form a first portion.
  • the molar flow rate of the first portion 162 represents at least 4% of the molar flow rate of the charge natural gas stream 15.
  • the pressure of the cooled first cooled portion 166 is less than the pressure of the column 26 and is in particular equal to 20.75 bar.
  • the ratio of the molar flow rate of the first portion 162 to the molar flow rate of the cooled compressed sampling stream 160 is greater than 0.25.
  • the molar flow rate of the first portion 162 is greater than 4% of the molar flow rate of the charge natural gas stream 15.
  • a second part 168 of the cooled compressed sampling stream is introduced, after passing through a static expansion valve 170, in admixture with the feed stream 46 of the first turbine 22 to form the feed stream 100 of this turbine 22.
  • the second portion 168 constitutes the second recirculation stream according to the invention which is introduced into the turbine 22 to produce frigories.
  • the second portion 168 is introduced into the stream of cooled feed natural gas 40 upstream of the first separator tank 18, as shown in FIG.
  • Table 10 illustrates the powers consumed by the compressor 32 and the compressor 134 as a function of the C 2 + cutting flow present in the natural gas feed.
  • This table shows that it is possible to keep the second compressor 32, without changing its size, for a production facility receiving a gas richer in hydrocarbons C 2 + , without degrading the ethane recovery.
  • FIG. 6 A sixth installation according to the invention 180 is shown in FIG. 6. This sixth installation 180 is intended for the implementation of a sixth method according to the invention.
  • This sixth installation 180 differs from the fifth installation 150 in that it further comprises a fourth compressor 182, a second expansion turbine 132 coupled to the fourth compressor 182, and a third air cooler 184.
  • the sampling stream 158 is introduced, after passing through the fourth exchanger 154, successively into the fourth compressor 182, into the third air cooler 184 before being introduced into the third compressor 134.
  • a secondary bypass stream 186 is withdrawn from the first portion 162 of the cooled compressed bleed stream 160 prior to its passage through the third exchanger 152.
  • the secondary bypass stream 186 is then conveyed to the second expansion turbine 132 to be expanded to a pressure of less than 25 bar and in particular substantially equal to 23 bar, which lowers its temperature to less than -90O and especially -94.6 ° C.
  • the expanded secondary bypass stream 188 thus formed is introduced as a mixture into the sampling stream 158 before it passes through the third exchanger 152.
  • the flow rate of the secondary bypass current is less than 75% of the flow rate of the current 160 taken at the outlet of the fourth exchanger 154.
  • FIG. 7 A seventh installation 190 according to the invention is shown in FIG. 7. This seventh installation is intended for the implementation of a seventh method according to the invention.
  • the seventh installation 190 differs from the second installation 1 10 by the presence of a third heat exchanger 152, by the presence of a third compressor 134 and a second air cooler 34, and by the presence of a fourth compressor 182 coupled to a third air cooler 184.
  • the fourth compressor 182 is coupled to a second expansion turbine 132.
  • the seventh method according to the invention differs from the second method according to the invention in that the second recirculation stream is formed by a sampling fraction 192 taken in the compressed methane-rich head stream 86, downstream of the sampling of the first stream. recirculation 88.
  • sampling fraction 192 is then conveyed to the third heat exchanger 152, after passing through a valve 194 to form a cooled cooled sampling fraction 196.
  • This fraction 196 has a pressure of less than 63 bar and in particular equal to 61.5 bar and a temperature below 40 ° C and in particular equal to: 20,9O.
  • the flow rate of the sampling fraction 192 is less than 1% of the flow rate of the stream 82 taken at the outlet of the column 26.
  • the charge natural gas stream 15 is separated into a first charge stream 191 A conveyed to the first heat exchanger 16 and a second charge stream 191 B conveyed to the third heat exchanger 152, by flow control by the valve 191 C.
  • the charge flows 191 A, 191 B, after their cooling in the respective exchangers 16, 152, are mixed with each other at the outlet of the respective exchangers 16, and 152 to form the stream of cooled charge natural gas 40 before it is introduced into the first separator balloon 18.
  • the ratio of the flow rate of the charge flow 191 A to the flow rate of the charge flow 191 B is between 0 and 0.5.
  • the fraction taken 196 is introduced into the first charge stream 191 A at the outlet of the first exchanger 16 before it is mixed with the second charge stream 191 B.
  • a secondary cooling stream 200 is withdrawn from the compressed methane-rich head stream 86, downstream of the sampling of the sampling fraction 192.
  • This secondary cooling stream 200 is transferred to the dynamic expansion turbine 132 to be relaxed. to a pressure lower than the pressure of the column 26 and in particular equal to 22 bars and provide frigories.
  • the current relaxed secondary cooling 202 from turbine 132 is then introduced at a temperature of less than 40 9 C and in particular equal to - 23.9 9 C in the third heat exchanger 152 to heat it by heat exchange with the stream 191 B and 192 to substantially room temperature.
  • the heated secondary cooling stream 204 is reintroduced into the methane-rich head stream 82 at the outlet of the first exchanger 16, before passing through the first compressor 28.
  • a recompression fraction 206 is taken from the flow of heated methane-rich head 84 downstream of the introduction of the heated secondary cooling stream 204, then passed successively into the fourth compressor 182, into the third air cooler 184, into the third compressor 134, then into the second air cooler 34.
  • This fraction 208 is then reintroduced into the compressed methane-rich head stream 86 from the second compressor 32, upstream of the sampling of the first recirculation stream 88.
  • the stream rich in compressed methane 86 from the cooler 30 and receiving the fraction 208 is advantageously at room temperature.
  • the seventh process of the invention allows to maintain the compressor 32 and the turbine 22 identical when the content of ethane and those of C 3 + hydrocarbons in the feed gas are increasing, by obtaining an ethane recovery greater than 99%.

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Abstract

Ce procédé comprend le refroidissement du gaz naturel de charge (15) dans un premier échangeur thermique (16), et l'introduction du gaz naturel de charge refroidi (40) dans un premier ballon séparateur (18). Il comprend la détente dynamique d'un flux d'alimentation de turbine (46) dans une première turbine de détente (22), et l'introduction du flux détendu (102) dans une colonne de séparation (26). Ce procédé comporte le prélèvement en tête de la colonne de séparation (26) d'un courant de tête (82) riche en méthane et le prélèvement dans le courant de tête riche en méthane comprimé (86) d'un premier courant (88) de recirculation. Le procédé comprend la formation d'au moins un deuxième courant (96) de recirculation obtenu à partir du courant de tête riche en méthane (82) en aval de la colonne de séparation (26) et la formation d'un courant (100) de détente dynamique à partir du deuxième courant de recirculation (96).

Description

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.
La présente invention concerne un 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 déshydraté, le procédé étant du type comprenant les étapes suivantes :
- refroidissement du courant de gaz naturel de charge avantageusement à une pression supérieure à 40 bars dans un premier échangeur thermique, et introduction du courant de gaz naturel de charge refroidi dans un premier ballon séparateur ; - séparation du courant de gaz naturel refroidi dans le premier ballon séparateur et récupération d'une fraction légère essentiellement gazeuse et d'une fraction lourde essentiellement liquide ;
- division de la fraction légère en un flux d'alimentation de turbine et en un flux secondaire ; - détente dynamique du flux d'alimentation de turbine dans une première turbine de détente, et introduction du flux détendu dans une partie intermédiaire d'une colonne de séparation ;
- refroidissement du flux secondaire dans un deuxième échangeur thermique et introduction du flux secondaire refroidi dans une partie haute de la colonne de séparation ; - détente de la fraction lourde, vaporisation dans le premier échangeur thermique, et introduction dans un deuxième ballon séparateur pour former une fraction de tête et une fraction de pied ;
- introduction de la fraction de tête, après refroidissement dans le deuxième échangeur thermique, dans la partie haute de la colonne de séparation ; - introduction de la fraction de pied dans une partie intermédiaire de la colonne de séparation ;
- récupération, au pied de la colonne de séparation, d'un courant de pied riche en hydrocarbures en C2 + destiné à former la coupe riche en hydrocarbures en C2 + ;
- prélèvement en tête de la colonne de séparation d'un courant de tête riche en méthane ;
- réchauffement du courant de tête riche en méthane dans le deuxième échangeur thermique et dans le premier échangeur thermique et compression de ce courant dans au moins un premier compresseur accouplé à la première turbine de détente et dans un deuxième compresseur pour former un courant riche en méthane à partir du courant de tête riche en méthane comprimé ;
- prélèvement dans le courant de tête riche en méthane d'un premier courant de recirculation ; et - passage du premier courant de recirculation dans le premier échangeur thermique et dans le deuxième échangeur thermique pour le refroidir, puis introduction d'au moins une première partie du premier courant de recirculation refroidi dans la partie haute de la colonne de séparation.
Un tel procédé est destiné à être mis en œuvre pour la construction de nouvelles unités de production d'un courant riche en méthane et d'une coupe d'hydrocarbures en C2 + à partir d'un gaz naturel de charge, ou pour la modification d'unités existantes, notamment dans le cas où le gaz naturel de charge présente une teneur élevée en éthane, en propane, et en butane.
Un tel procédé s'applique également dans le cas où il est difficile de mettre en œuvre une réfrigération du gaz naturel de charge à l'aide d'un cycle extérieur de réfrigération au propane, ou dans le cas où l'installation d'un tel cycle serait trop coûteuse ou trop dangereuse, comme par exemple dans les usines flottantes, ou dans les régions urbaines.
Un tel procédé est particulièrement avantageux lorsque l'unité de fractionnement de la coupe d'hydrocarbures en C2 + qui produit le propane destiné à être utilisé dans les cycles de réfrigération est trop éloignée de l'unité de récupération de cette coupe d'hydrocarbures en C2 +.
La séparation de la coupe d'hydrocarbures en C2 + à partir d'un gaz naturel extrait du sous-sol permet de satisfaire à la fois à des impératifs économiques et à des impératifs techniques. En effet, la coupe d'hydrocarbures en C2 + récupérée à partir du gaz naturel est avantageusement utilisée pour produire de l'éthane et des liquides qui constituent des matières premières en pétrochimie. En outre, il est possible de produire à partir d'une coupe d'hydrocarbures en C2 + des coupes d'hydrocarbures en C5 + qui sont utilisées dans les raffineries de pétrole. Tous ces produits peuvent être valorisés économiquement et contribuer à la profitabilité de l'installation.
Techniquement, les exigences du gaz naturel commercialisé en réseau incluent, dans certains cas, une spécification au niveau du pouvoir calorifique qui doit être relativement bas.
Des procédés de production de coupe d'hydrocarbures en C2 + comprennent généralement une étape de distillation, après refroidissement du gaz naturel de charge, pour former un courant de tête riche en méthane et un courant de pied riche en hydrocarbures en C2 +.
Pour améliorer la sélectivité du procédé, il est connu de prélever une partie du courant riche en méthane produit en tête de la colonne, après compression, et de le réintroduire, après un refroidissement, en tête de colonne, pour constituer un reflux de cette colonne. Un tel procédé est par exemple décrit dans US 2008/0190136 ou dans US 6 578 379.
De tels procédés permettent d'obtenir une récupération d'éthane supérieure à 95% et dans le dernier cas, même supérieure à 99%. Un tel procédé ne donne cependant pas entière satisfaction lorsque le gaz naturel de charge est très riche en hydrocarbures lourds, et notamment en éthane, en propane, et en butane, et lorsque la température d'entrée du gaz naturel de charge est relativement élevée.
Dans ces cas, la quantité de réfrigération à fournir est élevée, ce qui nécessite l'ajout d'un cycle additionnel de réfrigération si l'on souhaite maintenir une bonne sélectivité. Un tel cycle est consommateur en énergie. En outre, dans certaines installations, notamment flottantes, il n'est pas possible de mettre en œuvre de tels cycles de réfrigération.
Un but de l'invention est donc d'obtenir un procédé de récupération des hydrocarbures en C2 + qui soit extrêmement efficace et très sélectif, même lorsque la teneur dans le gaz naturel de charge de ces hydrocarbures en C2 + augmente significativement. A cet effet, l'invention a pour objet un procédé du type précité, caractérisé en ce que le procédé comprend les étapes suivantes :
- formation d'au moins un deuxième courant de recirculation obtenu à partir du courant de tête riche en méthane en aval de la colonne de séparation ;
- formation d'un courant de détente dynamique à partir du deuxième courant de recirculation et introduction du courant de détente dynamique dans une turbine de détente pour produire des frigories.
Le procédé selon l'invention peut comprendre l'une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, prise(s) isolément ou suivant toute(s) combinaison(s) techniquement possible(s) :
- le deuxième courant de recirculation est introduit dans un courant situé en aval du premier échangeur thermique et en amont de la première turbine de détente pour former le courant de détente dynamique ;
- le deuxième courant de recirculation est mélangé au flux d'alimentation de turbine issu du premier ballon séparateur pour former le courant de détente dynamique, la turbine de détente dynamique recevant le courant de détente dynamique étant formée par la première turbine de détente ;
- le deuxième courant de recirculation est mélangé au courant de gaz naturel refroidi, avant son introduction dans le premier ballon séparateur, le courant de détente dynamique étant formé par le flux d'alimentation de turbine issu du premier ballon séparateur ;
- le deuxième courant de recirculation est prélevé dans le premier courant de recirculation ;
- le procédé comprend les étapes suivantes :
- prélèvement d'un courant de prélèvement dans le courant de tête riche en méthane, avant son passage dans le premier compresseur et dans le deuxième compresseur ;
- compression du courant de prélèvement dans un troisième compresseur, et
- formation du deuxième courant de recirculation à partir du courant de prélèvement comprimé issu du troisième compresseur, après refroidissement. - le procédé comprend le passage du courant de prélèvement dans un troisième échangeur thermique et dans un quatrième échangeur thermique avant son introduction dans le troisième compresseur, puis le passage du courant de prélèvement comprimé dans le quatrième échangeur thermique, puis dans le troisième échangeur thermique pour alimenter la tête de la colonne de séparation, le deuxième courant de recirculation étant prélevé dans le courant de prélèvement comprimé refroidi, entre le quatrième échangeur thermique et le troisième échangeur thermique ;
- le courant de prélèvement est introduit dans un quatrième compresseur, le procédé comprenant les étapes suivantes :
- prélèvement d'un courant de dérivation secondaire dans le courant de prélèvement comprimé refroidi issu du troisième compresseur et du quatrième compresseur ;
- détente dynamique du courant de dérivation secondaire dans une deuxième turbine de détente accouplée au quatrième compresseur ;
- introduction du courant de dérivation secondaire détendu dans le courant de prélèvement avant son passage dans le troisième compresseur et dans le quatrième compresseur ;
- le deuxième courant de recirculation est prélevé dans le courant de tête riche en méthane comprimé, le procédé comprenant les étapes suivantes :
- introduction du deuxième courant de recirculation dans un troisième échangeur thermique ;
- séparation du courant de gaz naturel de charge en un premier flux de charge et en un deuxième flux de charge ;
- mise en relation d'échange thermique du deuxième flux de charge avec le deuxième courant de recirculation dans le troisième échangeur thermique ;
- mélange du deuxième flux de charge après refroidissement dans le troisième échangeur thermique avec le premier flux de charge, en aval du premier échangeur et en amont du premier ballon séparateur ;
- le procédé comprend les étapes suivantes : - prélèvement d'un courant de refroidissement secondaire dans le courant de tête riche en méthane comprimé, en aval du premier compresseur et en aval du deuxième compresseur ;
- détente dynamique du courant de refroidissement secondaire dans une deuxième turbine de détente et passage du courant de refroidissement secondaire détendu dans le troisième échangeur thermique pour le mettre en relation d'échange thermique avec le deuxième flux de charge et avec le deuxième courant de recirculation ;
- réintroduction du courant de refroidissement secondaire détendu dans le courant riche en méthane, avant son passage dans le premier compresseur et dans le deuxième compresseur ; - prélèvement d'une fraction de recompression dans le courant riche en méthane refroidi, en aval de l'introduction du courant de refroidissement secondaire détendu et en amont du premier compresseur et du deuxième compresseur ;
- compression de la fraction de recompression dans au moins un compresseur accouplé à la deuxième turbine de détente et réintroduction de la fraction de recompression comprimée dans le courant riche en méthane comprimé issu du premier compresseur et du deuxième compresseur ;
- le deuxième courant de recirculation est dérivé à partir du premier courant de recirculation, pour former le courant de détente dynamique, le courant de détente dynamique étant introduit dans une deuxième turbine de détente distincte de la première turbine de détente, le courant de détente dynamique issu de la deuxième turbine de détente (étant réintroduit dans le courant riche en méthane avant son passage dans le premier échangeur thermique ;
- le procédé comprend les étapes suivantes : - prélèvement d'une fraction de recompression dans le courant de tête riche en méthane réchauffé issu du premier échangeur thermique et du deuxième échangeur thermique ;
- compression de la fraction de recompression dans un troisième compresseur accouplé à la deuxième turbine de détente ;
- introduction de la fraction de recompression comprimée dans le courant riche en méthane comprimé issu du premier compresseur ;
- le procédé comprend la dérivation d'un troisième courant de recirculation, avantageusement à température ambiante, à partir du courant riche en méthane au moins partiellement comprimé, avantageusement entre deux étages du deuxième compresseur, le troisième courant de recirculation étant refroidi successivement dans le premier échangeur thermique et dans le deuxième échangeur thermique avant d'être mélangé au premier courant de recirculation pour être introduit dans la colonne de séparation ;
- le courant de pied riche en hydrocarbures en C2 + est pompé et est réchauffé par échange thermique à contre courant d'au moins une partie du courant de gaz naturel de charge, avantageusement jusqu'à une température inférieure ou égale à la température du courant de gaz naturel de charge avant son passage dans le premier échangeur thermique ;
- la pression du courant riche en hydrocarbures en C2 + après pompage est choisie pour maintenir le courant riche en hydrocarbures en C2 + après réchauffement dans le premier échangeur thermique, sous forme liquide ;
- le débit molaire du deuxième courant de recirculation est supérieur à 10% du débit molaire du courant de gaz naturel de charge ;
- la température du deuxième courant de recirculation est sensiblement égale à la température du courant de gaz naturel refroidi introduit dans le premier ballon séparateur ; - la pression du troisième courant de recirculation est inférieure à la pression du courant de gaz naturel de charge et est supérieure à la pression de la colonne de séparation ;
- le débit molaire du troisième courant de recirculation est supérieur à 10% du débit molaire du courant de gaz naturel de charge ; - le débit molaire du courant de prélèvement est supérieur à 4%, avantageusement à
10% du débit molaire du courant de gaz naturel de charge ;
- la température du courant de prélèvement, après passage dans le troisième échangeur thermique est inférieure à celle du courant de gaz naturel de charge refroidi alimentant le premier ballon séparateur ;
- le débit molaire du courant de dérivation secondaire est supérieur à 10% du débit molaire du courant de gaz naturel de charge ;
- le débit molaire du courant de refroidissement secondaire est supérieur à 10% du débit molaire du courant de gaz naturel de charge ;
- la pression du courant de refroidissement secondaire détendu est supérieure à 15 bars ;
- le rapport entre le débit d'éthane contenu dans la coupe riche en hydrocarbures en C2 + et le débit d'éthane contenu dans le gaz naturel de charge est supérieur à 0,98 ; - le rapport entre le débit d'hydrocarbures en C3 + contenu dans la coupe riche en hydrocarbures en C2 + et le débit d'hydrocarbures en C3 + contenu dans le gaz naturel de charge est supérieur à 0,998.
L'invention a également pour objet une installation 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 déshydraté, composé d'hydrocarbures, d'azote et de CO2, et présentant avantageusement une teneur molaire en hydrocarbures en C2 + supérieure à 10 %, l'installation étant du type comprenant :
- un premier échangeur thermique pour refroidir le courant de gaz naturel de charge circulant avantageusement à une pression supérieure à 40 bars, - un premier ballon séparateur,
- des moyens d'introduction du courant de gaz naturel de charge refroidi dans le premier ballon séparateur, le courant de gaz naturel refroidi étant séparé dans le premier ballon séparateur pour récupérer une fraction légère essentiellement gazeuse et une fraction lourde essentiellement liquide ; - des moyens de division de la fraction légère en un flux d'alimentation de turbine et en un flux secondaire ;
- une première turbine de détente dynamique du flux d'alimentation de turbine ;
- une colonne de séparation ;
- des moyens d'introduction du flux détendu dans la première turbine de détente dynamique dans une partie intermédiaire de la colonne de séparation ;
- un deuxième échangeur thermique pour le refroidissement du flux secondaire et des moyens d'introduction du flux secondaire refroidi dans une partie haute de la colonne de séparation ; - des moyens de détente de la fraction lourde et des moyens de passage de la fraction lourde dans le premier échangeur thermique ;
- un deuxième ballon séparateur ;
- des moyens d'introduction de la fraction lourde issue du premier échangeur thermique dans le deuxième ballon séparateur pour former une fraction de tête et une fraction de pied ;
- des moyens d'introduction de la fraction de tête, après passage dans le deuxième échangeur pour la refroidir, dans la partie haute de la colonne de séparation ;
- des moyens d'introduction de la fraction de pied dans une partie intermédiaire de la colonne de séparation ;
- des moyens de récupération, au pied de la colonne de séparation, d'un courant de pied riche en hydrocarbure en C2 + destiné à former la coupe riche en hydrocarbure en C2 + ;
- des moyens de prélèvement en tête de la colonne de séparation d'un courant de tête riche en méthane ; - des moyens d'introduction du courant de tête riche en méthane dans le deuxième échangeur thermique et dans le premier échangeur thermique pour le réchauffer ;
- des moyens de compression du courant de tête riche en méthane comprenant au moins un premier compresseur accouplé à la première turbine et un deuxième compresseur pour former le courant riche en méthane à partir du courant de tête riche en méthane comprimé ;
- des moyens de prélèvement dans le courant de tête riche en méthane d'un premier courant de recirculation ;
- des moyens de passage du premier courant de recirculation dans le premier échangeur thermique puis dans le deuxième échangeur thermique pour le refroidir ; - des moyens d'introduction d'au moins une partie du premier courant de recirculation refroidi dans la partie haute de la colonne de séparation ; caractérisé en ce que l'installation comprend :
- des moyens de formation d'au moins un deuxième courant de recirculation obtenu à partir du courant de tête riche en méthane en aval de la colonne de séparation ; - des moyens de formation d'un courant de détente dynamique à partir du deuxième courant de recirculation ;
- des moyens d'introduction du courant de détente dynamique dans une turbine de détente pour produire des frigories. Dans un mode de réalisation, les moyens de formation d'un courant de détente dynamique à partir du deuxième courant de recirculation comprennent des moyens d'introduction du deuxième courant de recirculation dans un courant circulant en aval du premier échangeur thermique et en amont de la première turbine de détente pour former le courant de détente dynamique.
Par « température ambiante », on entend dans ce qui suit la température de l'atmosphère gazeuse qui règne dans l'installation dans laquelle le procédé selon l'invention est mis en œuvre. Cette température est généralement comprise entre -409C et 60O.
L'invention sera mieux comprise à la lecture de la description qui va suivre, donnée uniquement à titre d'exemple, et faite en se référant aux dessins annexés, sur lesquels :
- la figure 1 est un schéma synoptique d'une première installation selon l'invention, pour la mise en œuvre d'un premier procédé selon l'invention ;
- la figure 2 est une vue analogue à la figure 1 d'une deuxième installation selon l'invention, pour la mise en œuvre d'un deuxième procédé selon l'invention ; - la figure 3 est une vue analogue à la figure 1 d'une troisième installation selon l'invention, pour la mise en œuvre d'un troisième procédé selon l'invention ;
- la figure 4 est une vue analogue à la figure 1 d'une quatrième installation selon l'invention, pour la mise en œuvre d'un quatrième procédé selon l'invention ;
- la figure 5 est une vue analogue à la figure 1 d'une cinquième installation selon l'invention, pour la mise en œuvre d'un cinquième procédé selon l'invention ;
- la figure 6 est une vue analogue à la figure 1 d'une sixième installation selon l'invention, pour la mise en œuvre d'un sixième procédé selon l'invention ;
- la figure 7 est une vue analogue à la figure 1 d'une septième installation selon l'invention, pour la mise en œuvre d'un septième procédé selon l'invention. La figure 1 illustre une première installation 10 de production d'un courant 12 riche en méthane et d'une coupe 14 riche en hydrocarbures en C2 + selon l'invention, à partir d'un gaz naturel de charge 15. Cette installation 10 est destinée à la mise en œuvre d'un premier procédé selon l'invention.
Le procédé et l'installation 10 s'appliquent avantageusement dans le cas de la construction d'une nouvelle unité de récupération de méthane et d'éthane.
L'installation 10 comprend, d'amont en aval, un premier échangeur thermique 16, un premier ballon séparateur 18, un deuxième ballon séparateur 20, une première turbine de détente 22 et un deuxième échangeur thermique 24. L'installation 10 comprend en outre une colonne de séparation 26 et, en aval de la colonne 26, un premier compresseur 28 accouplé à la première turbine de détente 22, un premier refroidisseur à air 30, un deuxième compresseur 32 et un deuxième refroidisseur à air 34. L'installation 10 comprend en outre une pompe 36 de fond de colonne. Dans tout ce qui suit, on désignera par les mêmes références un courant circulant dans une conduite, et la conduite qui le transporte. En outre, sauf indications contraires, les pourcentages cités sont des pourcentages molaires et les pressions sont données en bars absolus.
En outre, le rendement de chaque compresseur est de 82 % polytropique et le rendement de chaque turbine est de 85 % adiabatique.
Un premier procédé de production selon l'invention, mis en œuvre dans l'installation 10 va maintenant être décrit.
Le gaz naturel de charge 15 est, dans cet exemple, un gaz naturel déshydraté et décarbonaté comprenant en moles 0,3499 % d'azote, 80,0305 % de méthane, 11 ,3333 % d'éthane, 3,6000 % de propane, 1 ,6366 % de i-butane, 2,0000 % de n-butane, 0,2399 % de i- pentane, 0,1899 % de n-pentane, 0,1899 % de n-hexane, 0,1000 % de n-heptane, 0,0300 % de n-octane et 0,3000 % de dioxyde de carbone.
Le gaz naturel de charge 15 comprend donc plus généralement en mole, entre 10 % et 25 % d'hydrocarbures en C2 + à récupérer et entre 74 % et 89 % de méthane. La teneur en hydrocarbures en C2 + est avantageusement supérieure à 15 %.
Par gaz décarbonaté, on entend un gaz dont la teneur en dioxyde de carbone est abaissée de façon à éviter la cristallisation du dioxyde de carbone, cette teneur étant généralement inférieure à 1 % molaire.
Par gaz déshydraté, on entend un gaz dont la teneur en eau est la plus basse possible et notamment inférieure à 1 ppm.
En outre, la teneur en sulfure d'hydrogène du gaz naturel de charge 15 est préférentiellement inférieure à 10 ppm et la teneur en composés soufrés de type mercaptans est préférentiellement inférieure à 30 ppm.
Le gaz naturel de charge présente une pression supérieure à 40 bars et notamment sensiblement égale à 62 bars. Il présente en outre une température voisine de la température ambiante et notamment égale à 409C. Le débit du courant de gaz naturel de charge 15 est, dans cet exemple, de 15000 kgmol/h.
Le courant de gaz naturel de charge 15 est tout d'abord introduit dans le premier échangeur thermique 16 où il est refroidi et partiellement condensé à une température supérieure à - 509C et notamment sensiblement égale à -309C pour donner un courant de gaz naturel de charge refroidi 40 qui est introduit dans sa totalité dans le premier ballon séparateur 18. Dans le premier ballon séparateur 18, le courant de gaz naturel de charge refroidi 40 est séparé en une fraction légère 42 gazeuse et en une fraction lourde liquide 44.
Le rapport du débit molaire de la fraction légère 42 au débit molaire de la fraction lourde 44 est généralement compris entre 4 et 10.
Puis, la fraction légère 42 est séparée en un flux 46 d'alimentation de la première turbine de détente et en un flux 48 secondaire qui est introduit successivement dans l'échangeur thermique 24 et dans une première vanne de détente statique 50 pour former un flux secondaire détendu refroidi et au moins partiellement liquéfié 52.
Le flux secondaire détendu refroidi 52 est introduit à un niveau supérieur N1 de la colonne de séparation 26 correspondant au cinquième étage depuis le haut de la colonne 26. Le débit du flux secondaire 48 représente moins de 20 % du débit de la fraction légère
42.
La pression du flux secondaire 52, après sa détente dans la vanne 50, est inférieure à 20 bars et notamment égale à 18 bars. Cette pression correspond sensiblement à la pression de la colonne 26 qui est plus généralement supérieure à 15 bars, avantageusement comprise entre 15 bars et 25 bars.
Le flux secondaire détendu refroidi 52 comprend une teneur molaire en éthane supérieure à 5 % et notamment sensiblement égale à 8,9 % molaire d'éthane.
La fraction lourde 44 est dirigée vers une deuxième vanne de contrôle de niveau 54 qui s'ouvre en fonction du niveau de liquide dans le premier ballon séparateur 18, puis est introduite dans le premier échangeur thermique 16 pour être réchauffée jusqu'à une température supérieure à - 50 9C et notamment égale à - 389C afin d'obtenir une fraction lourde réchauffée 56.
La fraction lourde réchauffée 56 est ensuite introduite dans le deuxième ballon séparateur 20 pour former une fraction de tête essentiellement gazeuse 58 et une fraction de pied essentiellement liquide 60.
Le rapport du débit molaire de la fraction de tête 58 au débit molaire de la fraction de pied 60 est par exemple compris entre 0,30 et 0,70.
Puis, la fraction de tête 58 est introduite dans le deuxième échangeur thermique 24 pour y être liquéfiée et donner, après détente dans une vanne de contrôle de pression 62, une fraction de tête détendue refroidie et au moins partiellement liquide 64 qui est introduite à un niveau supérieur N2 de la colonne 26 situé en dessous du niveau N1 , et correspondant au sixième étage depuis la tête de la colonne 26. La pression de la fraction 64 est sensiblement égale à la pression de la colonne 26.
La température de cette fraction 64 est supérieure à -1159C et notamment sensiblement égale à - 107,49C.
La fraction de pied liquide 60 passe par une vanne de contrôle de niveau 66 qui s'ouvre en fonction du niveau de liquide dans le deuxième ballon séparateur 20. La fraction de pied 60 est ensuite introduite à un niveau N3 de la colonne situé sous le niveau N2, situé, au douzième étage de la colonne 26 en partant de la tête.
Un courant de rebouillage supérieur 70 est prélevé à un niveau de fond N4 de la colonne 26 situé sous le niveau N3 et correspondant au treizième étage en partant de la tête de la colonne 26. Ce courant de rebouillage est disponible à une température supérieure à - 559C et est passé dans le premier échangeur thermique 16 pour y être partiellement vaporisé et échanger une puissance thermique d'environ 3948 kW avec les autres courants circulant dans l'échangeur 16.
Ce courant de rebouillage liquide partiellement vaporisé est réchauffé à une température supérieure à -409C et notamment égale à - 28,89C et envoyé au niveau N5 situé juste au dessous du niveau N4, et correspondant au quatorzième étage de la colonne 26 depuis la tête.
Le liquide prélevé sur cet étage est composé principalement de 18,78 % molaire de méthane et de 51 ,38 % molaire d'éthane.
Un deuxième courant de rebouillage 72 intermédiaire est collecté à un niveau N6 situé sous le niveau N5 et correspondant au dix-neuvième étage en partant de la tête de la colonne 26. Ce deuxième courant de rebouillage 72 est prélevé à une température supérieure à - 209C pour être envoyé dans le premier échangeur 16 et échanger une puissance thermique de 1500 kW avec les autres courants circulant dans cet échangeur 16.
Le courant de rebouillage du liquide partiellement vaporisé issu de l'échangeur 16 est alors réintroduit à une température supérieure à - 159C et notamment égale à -5,69C à un niveau N7 situé juste au dessous du niveau N6 et notamment au vingtième étage en partant de la tête de la colonne 26.
Le courant de rebouillage intermédiaire 72 est composé principalement de 4,91 % molaire de méthane et 61 ,06 % molaire d'éthane.
En outre, un troisième courant de rebouillage inférieur 74 est prélevé à un niveau N8 de la colonne 26 situé sous le niveau N7 et par exemple sur le vingt-deuxième étage en partant de la tête de la colonne 26 à une température supérieure à - 109C et notamment égale à 1 ,69C.
Le courant de rebouillage inférieur 74 est ensuite envoyé jusqu'à l'échangeur thermique 16 pour y être partiellement vaporisé en échangeant une puissance thermique de 2850 kW avec les autres courants circulant dans l'échangeur 16.
Le courant liquide partiellement vaporisé est renvoyé à un niveau N9 situé juste au dessous du niveau N8 et correspondant au vingt-troisième étage en partant de la tête de la colonne 26.
Un courant 80 riche en hydrocarbures en C2 + est prélevé dans le fond de la colonne 26 à une température supérieure à - 59C et notamment égale à 8,29C. Ce courant comprend moins de 1 % de méthane et plus de 98 % d'hydrocarbures en C2 +. Il contient plus de 99% des hydrocarbures en C2 + du courant de gaz naturel de charge 15.
Dans l'exemple représenté, le courant 80 contient en mole, 0,57 % de méthane, 57,76 % d'éthane, 18,5 % de propane, 8,41 % de i-butane, 10,28 % de n-butane, 1 ,23 % de i- pentane, 0,98 % de n-pentane, 0,98 % de n-hexane, 0,51 % de n-heptane, 0,15 % de n- octane, 0,63 % de dioxyde de carbone. Ce courant liquide 80 est pompé dans la pompe de fond de colonne 36 puis est introduit dans le premier échangeur thermique 16 pour y être réchauffé jusqu'à une température supérieure à 259C tout en restant liquide. Il produit ainsi la coupe 14 riche en hydrocarbures en C2 + à une pression supérieure à 25 bars et notamment égale à 30,8 bars, avantageusement à 37O. Un courant de tête 82 riche en méthane est produit en tête de la colonne 26. Ce courant de tête 82 comprend une teneur molaire supérieure à 99.2 % en méthane et une teneur molaire inférieure à 0.15 % en éthane. Il contient plus de 99.8 % du méthane contenu dans le gaz naturel de charge 15.
Le courant de tête riche en méthane 82 est successivement réchauffé dans le deuxième échangeur thermique 24, puis dans le premier échangeur thermique 16 pour donner un courant de tête riche en méthane 84 réchauffé à une température inférieure à 409C et notamment égale à 37,49C.
Ce courant 84 est comprimé une première fois dans le premier compresseur 28, puis est refroidi dans le premier réfrigérant à air 30. Il est ensuite comprimé une deuxième fois dans le deuxième compresseur 32 et est refroidi dans le deuxième réfrigérant à air 34, pour donner un courant de tête riche en méthane comprimé 86.
La température du courant comprimé 86 est sensiblement égale à 409C et sa pression est supérieure à 60 bars est et notamment sensiblement égale à 63,06 bars.
Le courant comprimé 86 est ensuite séparé en un courant riche en méthane 12 produit par l'installation 10, et en un premier courant de recirculation 88.
Le rapport du débit molaire du courant riche en méthane 12 par rapport au débit molaire du premier courant de recirculation est supérieur à 1 et est notamment compris entre 1 et 20.
Le courant 12 comporte une teneur en méthane supérieure à 99.2 %. Dans cet exemple, il est composé de plus de 99,23% molaire de méthane, 0,11% molaire d'éthane, 0,43% molaire d'azote et 0,22% molaire de dioxyde de carbone. Ce courant 12 est ensuite envoyé dans un gazoduc. Le premier courant de recirculation 88 riche en méthane est ensuite dirigé vers le premier échangeur thermique 16 pour donner le premier courant de recirculation refroidi 90 à une température inférieure à - 309C et notamment égale à - 45O.
Une première partie 92 du premier courant de recirculation refroidi 90 est ensuite introduite dans le deuxième échangeur 24 pour y être liquéfié avant de passer par la vanne de contrôle de débit 95 et former une première partie 94 refroidie et au moins partiellement liquéfiée introduite à un niveau N10 de la colonne 26 situé au-dessus du niveau N1 , notamment au premier étage de cette colonne depuis la tête. La température de la première partie refroidie 94 est supérieure à - 1209C et notamment égale à - 1 1 1 °C. Sa pression, après passage dans la vanne 95 est sensiblement égale à la pression de la colonne 26. Selon l'invention, une deuxième partie 96 du premier courant de recirculation refroidi
90 est prélevée pour former un deuxième courant de recirculation riche en méthane.
Cette deuxième partie 96 est détendue dans une vanne de détente 98 avant d'être mélangée au flux d'alimentation de turbine 46 pour former un flux 100 d'alimentation de la première turbine de détente 22 destiné à être détendu dynamiquement dans cette turbine 22 pour produire des frigories.
Le flux d'alimentation 100 est détendu dans la turbine 22 pour former un flux détendu 102 qui est introduit dans la colonne 26 à un niveau N1 1 situé entre le niveau N2 et le niveau N3, notamment au dixième étage en partant de la tête de la colonne à une pression sensiblement égale à 17,9 bars.
L'expansion dynamique du flux 100 dans la turbine 22 permet de récupérer 5176 kW d'énergie qui proviennent pour une fraction supérieure à 50 % et notamment égale à 75 % du flux d'alimentation de turbine 46 et pour une fraction inférieure à 50 % et notamment égale à 25% du deuxième courant de recirculation.
Le flux 100 forme donc un courant de détente dynamique qui par sa détente dans la turbine 22 produit des frigories.
Par rapport à une installation de l'état de la technique, dans laquelle la totalité du premier courant de recirculation 90 est réinjectée dans la colonne 26, le procédé selon l'invention permet d'obtenir une récupération en éthane identique, supérieure à 99%, tout en diminuant notablement la puissance à fournir par le deuxième compresseur 32 de 20310 kW à 1987O kW.
En outre, la colonne 26 opère à une pression relativement élevée qui rend le procédé moins sensible à la cristallisation d'impuretés telles que le dioxyde de carbone et les hydrocarbures lourds, tout en conservant un taux très élevé de récupération d'éthane. L'amélioration du rendement de l'installation est illustrée par le tableau 1 ci-dessous.
TABLEAU 1
Des exemples de température, de pression et de débit molaire des différents courants sont donnés dans le tableau 2 ci-dessous. TABLEAU 2
Une deuxième installation 1 10 selon l'invention est illustrée sur la figure 2. Cette deuxième installation 1 10 est destinée à la mise en œuvre d'un deuxième procédé selon l'invention.
A la différence du premier procédé selon l'invention, la deuxième partie 96 du premier courant de recirculation refroidi 90 formant le deuxième courant de recirculation est réintroduite, après détente dans la vanne de contrôle 98, en amont de la colonne 26, dans le courant de gaz naturel de charge refroidi 40, entre le premier échangeur 16 et le premier ballon séparateur 18.
Dans cet exemple, ce deuxième courant 96 contribue à la formation de la fraction légère 42, ainsi qu'à la formation du flux d'alimentation de la première turbine de détente 22.
Par ailleurs, dans cet exemple, le flux 100 est formé exclusivement par le flux d'alimentation 46.
Comme illustré dans le tableau 3 ci-dessous, ceci permet d'améliorer encore légèrement le rendement de l'installation. TABLEAU 3
Des exemples de température, de pression et de débit molaire des différents courants illustrés dans le procédé de la figure 2 sont résumés dans le tableau 4 ci-dessous.
TABLEAU 4
Une troisième installation 120 selon l'invention est représentée sur la figure 3. Cette troisième installation 120 est destinée à la mise en œuvre d'un troisième procédé selon l'invention. A la différence de la première installation, le deuxième compresseur 32 de la troisième installation 120 comprend deux étages de compression 122A, 122B et un réfrigérant à air intermédiaire 124 interposé entre les deux étages.
A la différence du premier procédé selon l'invention, le troisième procédé selon l'invention comprend, le prélèvement d'un troisième courant de recirculation 126 dans le courant de tête riche en méthane réchauffé 84. Ce troisième courant de recirculation 126 est prélevé entre les deux étages 122A, 122B à la sortie du réfrigérant intermédiaire 124. Ainsi, le courant 126 présente une pression supérieure à 30 bars et notamment égale à 34,3 bars et une température sensiblement égale à la température ambiante et notamment sensiblement égale à 409C.
Le rapport du débit du troisième courant de recirculation au débit total du courant de tête riche en méthane réchauffé 84 issu du premier échangeur thermique 16 est inférieur à 0,1 et est notamment compris entre 0,08 et 0,1.
Le troisième courant de recirculation 126 est ensuite introduit successivement dans le premier échangeur 16, puis dans le deuxième échangeur 24 pour être refroidi à une température supérieure à - 110O et notamment sensiblement égale à - 107,6O.
Ce courant 128, obtenu après détente dans une vanne de contrôle 129, est ensuite réintroduit en mélange avec la première partie 94 du premier courant de recirculation refroidi 90 entre la vanne de contrôle 95 et la colonne 26. Le tableau 5 illustre l'effet de la présence du troisième courant de recirculation 126.
Une diminution de la puissance consommée de 1 1 ,8% comparée à l'état de la technique est observée, dont environ 3% est due à la liquéfaction à moyenne pression du troisième courant de recirculation 126.
TABLEAU 5
Des exemples de température, de pression et de débit massique des différents courants illustrés dans le procédé de la figure 3 sont résumés dans le tableau 6 ci-dessous. TABLEAU 6
Une quatrième installation 130 selon l'invention est représentée sur la figure 4. Cette quatrième installation 130 est destinée à la mise en œuvre d'un quatrième procédé selon l'invention.
La quatrième installation 130 diffère de la troisième installation 120 en ce qu'elle comprend une deuxième turbine de détente dynamique 132 accouplée à un troisième compresseur 134.
Le quatrième procédé selon l'invention comprend le prélèvement d'un quatrième courant de recirculation 136 dans le premier courant de recirculation 88. Ce quatrième courant de recirculation 136 est prélevé dans le premier courant de recirculation 88 en aval du deuxième compresseur 32 et en amont du passage du premier courant de recirculation 88 dans le premier échangeur 16 et dans le deuxième échangeur 24.
Le débit molaire du quatrième courant de recirculation 136 représente moins de 70 % du débit molaire du premier courant de recirculation 88 prélevé à la sortie du deuxième compresseur 32. Le quatrième courant de recirculation 136 est ensuite amené jusqu'à la deuxième turbine de détente dynamique 132 pour être détendu à une pression inférieure à la pression de la colonne de séparation 126 et notamment égale à 17,3 bars et produire des frigories. La température du quatrième courant de recirculation refroidi 138 issu de la turbine 132 est ainsi inférieure à - 30O et notamment sensiblement égale à - 36,8 °C.
Le quatrième courant de recirculation refroidi 138 est ensuite réintroduit dans le courant de tête riche en méthane 82 entre la sortie du deuxième échangeur 24 et l'entrée du premier échangeur 16. Ainsi, les frigories engendrées par la détente dynamique dans la turbine 132 sont transmises par échange thermique dans le premier échangeur 16 au courant de gaz naturel de charge 15. Cette détente dynamique permet de récupérer 2293 kW d'énergie.
En outre, une fraction de recompression 140 est prélevée dans le courant de tête riche en méthane réchauffé 84 entre la sortie du premier échangeur 16 et l'entrée du premier compresseur 28. Cette fraction de recompression 140 est introduite dans le troisième compresseur 134 accouplé à la deuxième turbine 132 pour être comprimée jusqu'à une pression inférieure à 30 bars et notamment égale à 24,5 bars et une température d'environ 659C. La fraction de recompression comprimée 142 est réintroduite dans le courant riche en méthane refroidi entre la sortie du premier compresseur 28 et l'entrée du premier refroidisseur à air 30. Le débit molaire de la fraction de recompression 140 est supérieur à 20% du débit molaire du courant de gaz de charge 15.
Le tableau 7 illustre l'effet de la présence du quatrième courant de recirculation 136. Une diminution de la puissance consommée de 17,5% comparée à l'état de la technique est observée, et de 6,4% entre la quatrième installation 130 et la troisième installation 120.
TABLEAU 7
TABLEAU 8
Dans une variante du quatrième procédé, la totalité du premier courant de recirculation refroidi 90 issu du premier échangeur 16 est introduite dans le deuxième échangeur 24. Le débit de la deuxième partie 96 de ce courant représenté sur la figure 4 est nul. Dans cette variante, le deuxième courant de recirculation est alors formé par le quatrième courant de recirculation 136 qui est amené jusqu'à la turbine de détente dynamique 132 pour produire des frigories.
En outre, la mise en œuvre de cette variante du procédé selon l'invention ne nécessite pas de prévoir une conduite permettant de dériver une partie du premier courant de recirculation refroidi 90 vers la première turbine 22, de sorte que l'installation 130 peut en être dépourvue.
Une cinquième installation 150 selon l'invention est représentée sur la figure 5. Cette cinquième installation 150 est destinée à la mise en œuvre d'un cinquième procédé selon l'invention.
Cette installation 150 est destinée à l'amélioration d'une unité de production existante de l'état de la technique, telle que décrite par exemple dans le brevet américain US 6 578 379, en conservant la puissance consommée par le deuxième compresseur 32 constante, notamment lorsque la teneur en hydrocarbures en C2 + dans le gaz de charge 15 augmente sensiblement.
Le gaz naturel de charge 15 est, dans cet exemple et dans les suivants, un gaz naturel déshydraté et décarbonaté composé principalement de méthane et d'hydrocarbures en C2+, comprenant en moles 0,3499 % d'azote, 89,5642 % de méthane, 5,2579 % d'éthane, 2,3790 % de propane, 0,5398 % de i-butane, 0,6597 % de n-butane, 0,2399 % de i- pentane, 0,1899 % de n-pentane, 0,1899 % de n-hexane, 0,1000 % de n-heptane, 0,0300 % de n-octane, 0,4998 % de CO2.
Dans l'exemple présenté la coupe d'hydrocarbures en C2 + possède toujours la même composition qui est celle indiquée dans le Tableau 9 :
TABLEAU 9
La cinquième installation 150 selon l'invention diffère de la première installation 10 en ce qu'elle comprend un troisième échangeur thermique 152, un quatrième échangeur thermique 154 et un troisième compresseur 134. L'installation est en outre dépourvue du refroidisseur à air à la sortie du premier compresseur 28. Le premier refroidisseur à air 30 est situé à la sortie du deuxième compresseur 32.
Elle comprend cependant un deuxième refroidisseur à air 34 monté à la sortie du troisième compresseur 134.
Le cinquième procédé selon l'invention diffère du premier procédé selon l'invention en ce qu'un courant de prélèvement 158 est prélevé dans le courant de tête riche en méthane 82 entre la sortie de la colonne de séparation 26 et le deuxième échangeur thermique 24.
Le débit de courant de prélèvement 158 est inférieur à 15 % du débit du courant de tête riche en méthane 82 issu de la colonne 26.
Le courant de prélèvement 158 est alors introduit successivement dans le troisième échangeur thermique 152, pour y être réchauffé jusqu'à une première température inférieure à la température ambiante, puis dans le quatrième échangeur thermique 154, pour y être réchauffé jusqu'à sensiblement la température ambiante. La première température est en outre inférieure à la température du courant de gaz naturel de charge refroidi 40 alimentant le premier ballon séparateur 18.
Le courant 158 ainsi refroidi est passé dans le troisième compresseur 134 et dans le refroidisseur 34, pour le refroidir jusqu'à la température ambiante avant d'être introduit dans le quatrième échangeur thermique 154 et former un courant de prélèvement comprimé refroidi 160.
Ce courant de prélèvement comprimé refroidi 160 présente une pression supérieure ou égale à celle du courant de gaz de charge 15. Cette pression est inférieure à 63 bars, et sensiblement égale à 61.5 bars. Le courant 160 présente une température inférieure à 40O et sensiblement égale à - 409C. Cette température est sensiblement égale à la température du courant de gaz naturel de charge refroidi 40 alimentant le premier ballon séparateur 18.
Le courant de prélèvement comprimé refroidi 160 est séparé en une première partie 162 qui est successivement passée dans le troisième échangeur thermique 152 pour y être refroidie jusqu'à sensiblement la première température, puis dans une vanne de contrôle de pression 164 pour former une première partie détendue refroidie 166. Le débit molaire de la première partie 162 représente au moins 4% du débit molaire du courant de gaz naturel de charge 15.
La pression de la première partie détendue refroidie 166 est inférieure à la pression de la colonne 26 et est notamment égale à 20,75 bars. Le rapport du débit molaire de la première partie 162 au débit molaire du courant de prélèvement comprimé refroidi 160 est supérieur à 0,25. Le débit molaire de la première partie 162 est supérieur à 4% du débit molaire du courant de gaz naturel de charge 15.
Une deuxième partie 168 du courant de prélèvement comprimé refroidi est introduite, après passage dans une vanne de détente statique 170, en mélange avec le flux d'alimentation 46 de la première turbine 22 pour former le flux d'alimentation 100 de cette turbine 22.
Ainsi, la deuxième partie 168 constitue le deuxième courant de recirculation selon l'invention qui est introduit dans la turbine 22 pour y produire des frigories.
En variante (non représentée), la deuxième partie 168 est introduite dans le courant de gaz naturel de charge refroidi 40 en amont du premier ballon séparateur 18, comme représenté sur la figure 2.
Le Tableau 10 illustre les puissances consommées par le compresseur 32 et le compresseur 134 en fonction du débit de coupe C2 + présent dans le gaz naturel de charge.
Ce tableau permet de constater qu'il est possible de conserver le deuxième compresseur 32, sans modifier sa taille, pour une installation de production recevant un gaz plus riche en hydrocarbures en C2 +, sans dégrader la récupération en éthane.
TABLEAU 10
Des exemples de température, de pression et de débit massique des différents courants illustrés dans le procédé de la figure 5 sont résumés dans le tableau 1 1 ci-dessous. TABLEAU 1 1
Une sixième installation selon l'invention 180 est représentée sur la figure 6. Cette sixième installation 180 est destinée à la mise en œuvre d'un sixième procédé selon l'invention.
Cette sixième installation 180 diffère de la cinquième installation 150 en ce qu'elle comprend en outre un quatrième compresseur 182, une deuxième turbine de détente 132 accouplée au quatrième compresseur 182, et un troisième refroidisseur à air 184.
A la différence du cinquième procédé, le courant de prélèvement 158 est introduit, après son passage dans le quatrième échangeur 154, successivement dans le quatrième compresseur 182, dans le troisième refroidisseur à air 184 avant d'être introduit dans le troisième compresseur 134.
En outre, un courant de dérivation secondaire 186 est prélevé dans la première partie 162 du courant de prélèvement comprimé refroidi 160 avant son passage dans le troisième échangeur 152.
Le courant de dérivation secondaire 186 est ensuite convoyé jusqu'à la deuxième turbine de détente 132 pour être détendu jusqu'à une pression inférieure à 25 bars et notamment sensiblement égale à 23 bars, ce qui abaisse sa température à moins de - 90O et notamment à - 94,6 °C.
Le courant de dérivation secondaire détendu 188 ainsi formé est introduit en mélange dans le courant de prélèvement 158 avant son passage dans le troisième échangeur 152.
Le débit du courant de dérivation secondaire est inférieur à 75 % du débit du courant 160 pris à la sortie du quatrième échangeur 154.
Comme le montre le Tableau 12 ci-dessous, il est ainsi possible d'augmenter la teneur en C2 + dans le courant de charge sans modifier la puissance consommée par le compresseur 32, ni modifier la puissance développée par la première turbine de détente 22, tout en minimisant la puissance consommée par le compresseur 134.
TABLEAU 12
Des exemples de température de pression et de débit massique des différents courants illustrés dans le procédé de la Figure 6 sont donnés dans le Tableau 13 ci-dessous.
TABLEAU 13
Une septième installation 190 selon l'invention est représentée sur la figure 7. Cette septième installation est destinée à la mise en œuvre d'un septième procédé selon l'invention.
La septième installation 190 diffère de la deuxième installation 1 10 par la présence d'un troisième échangeur thermique 152, par la présence d'un troisième compresseur 134 et d'un deuxième refroidisseur à air 34, et par la présence d'un quatrième compresseur 182 accouplé à un troisième refroidisseur à air 184. En outre, le quatrième compresseur 182 est couplé à une deuxième turbine de détente 132.
Le septième procédé selon l'invention diffère du deuxième procédé selon l'invention en ce que le deuxième courant de recirculation est formé par une fraction de prélèvement 192 prise dans le courant de tête riche en méthane comprimé 86, en aval du prélèvement du premier courant de recirculation 88.
La fraction de prélèvement 192 est ensuite convoyée jusqu'au troisième échangeur thermique 152, après passage dans une vanne 194 pour former une fraction de prélèvement refroidie détendue 196. Cette fraction 196 présente une pression inférieure à 63 bars et notamment égale à 61 ,5 bars et une température inférieure à 40 °C et notamment égale à - 20,9O. Le débit de la fraction de prélèvement 192 est inférieur à 1 % du débit du courant 82 pris à la sortie de la colonne 26.
Le courant de gaz naturel de charge 15 est séparé en un premier flux de charge 191 A convoyé jusqu'au premier échangeur thermique 16 et en un deuxième flux de charge 191 B convoyé jusqu'au troisième échangeur thermique 152, par contrôle de débit par la vanne 191 C. Les flux de charge 191 A, 191 B, après leur refroidissement dans les échangeurs respectifs 16, 152, sont mélangés entre eux à la sortie des échangeurs respectifs 16, et 152 pour former le flux de gaz naturel de charge refroidi 40 avant son introduction dans le premier ballon séparateur 18.
Le rapport du débit du flux de charge 191 A au débit du flux de charge 191 B est compris entre 0 et 0.5.
La fraction prélevée 196 est introduite dans le premier flux de charge 191 A à la sortie du premier échangeur 16 avant son mélange avec le deuxième flux de charge 191 B.
Un courant de refroidissement secondaire 200 est prélevé dans le courant de tête riche en méthane comprimé 86, en aval du prélèvement de la fraction de prélèvement 192. Ce courant de refroidissement secondaire 200 est transféré jusqu'à la turbine de détente dynamique 132 pour être détendu jusqu'à une pression inférieure à la pression de la colonne 26 et notamment égale à 22 bars et fournir des frigories. Le courant de refroidissement secondaire détendu 202 issu de la turbine 132 est ensuite introduit, à une température inférieure à 409C et notamment égale à - 23,99C dans le troisième échangeur 152 pour s'y réchauffer par échange thermique avec les flux 191 B et 192 jusqu'à sensiblement la température ambiante.
Puis, le courant de refroidissement secondaire réchauffé 204 est réintroduit dans le courant de tête riche en méthane 82 à la sortie du premier échangeur 16, avant passage dans le premier compresseur 28. En outre, une fraction de recompression 206 est prélevée dans le courant de tête riche en méthane réchauffé 84 en aval de l'introduction du courant de refroidissement secondaire réchauffé 204, puis est passée successivement dans le quatrième compresseur 182, dans le troisième refroidisseur à air 184, dans le troisième compresseur 134, puis dans le deuxième refroidisseur à air 34. Cette fraction 208 est ensuite réintroduite dans le courant de tête riche en méthane comprimé 86 issu du deuxième compresseur 32, en amont du prélèvement du premier courant de recirculation 88.
Le courant riche en méthane comprimé 86 issu du refroidisseur 30 et recevant la fraction 208 est avantageusement à température ambiante.
Comme l'illustre le tableau 14 ci-dessous, le septième procédé selon l'invention permet de conserver le compresseur 32 et la turbine 22 identiques lorsque la teneur en éthane et celles des hydrocarbures en C3 + dans le gaz de charge augmentent, tout en obtenant une récupération d'éthane supérieure à 99 %.
En outre, le rendement de ce procédé est amélioré par rapport à celui du sixième procédé selon l'invention, à teneur en hydrocarbures en C2 + constante. Ceci est d'autant plus vrai que la teneur en hydrocarbures en C2 + dans le gaz de charge est importante.
TABLEAU 14
Des exemples de température, de pression et de débit massique des différents courants illustrés dans le procédé de la Figure 7 sont donnés dans le Tableau 15 ci-dessous.
TABLEAU 15

Claims

REVENDICATIONS
1.- Procédé de production d'un courant (12) riche en méthane et d'une coupe (14) riche en hydrocarbures en C2 + à partir d'un courant (15) de gaz naturel de charge déshydraté, composé d'hydrocarbures, d'azote et de CO2, présentant avantageusement une teneur molaire en hydrocarbures en C2 + supérieure à 10 %, le procédé étant du type comprenant les étapes suivantes :
- refroidissement du courant (15) de gaz naturel de charge avantageusement à une pression supérieure à 40 bars dans un premier échangeur thermique (16), et introduction du courant de gaz naturel de charge refroidi (40) dans un premier ballon séparateur (18) ; - séparation du courant de gaz naturel refroidi (40) dans le premier ballon séparateur
(18) et récupération d'une fraction légère (42) essentiellement gazeuse et d'une fraction lourde (44) essentiellement liquide ;
- division de la fraction légère (42) en un flux (46) d'alimentation de turbine et en un flux secondaire (48) ; - détente dynamique du flux d'alimentation de turbine (46) dans une première turbine de détente (22), et introduction du flux détendu (102) dans une partie intermédiaire d'une colonne de séparation (26) ;
- refroidissement du flux secondaire (48) dans un deuxième échangeur thermique (24) et introduction du flux secondaire refroidi dans une partie haute de la colonne de séparation (26) ;
- détente de la fraction lourde (44), vaporisation dans le premier échangeur thermique (16), et introduction dans un deuxième ballon séparateur (20) pour former une fraction de tête (58) et une fraction de pied (60) ;
- introduction de la fraction de tête (58), après refroidissement dans le deuxième échangeur thermique (24), dans la partie haute de la colonne de séparation (26) ;
- introduction de la fraction de pied (60) dans une partie intermédiaire de la colonne de séparation (26);
- récupération, au pied de la colonne de séparation (26), d'un courant de pied (80) riche en hydrocarbures en C2 + destiné à former la coupe (14) riche en hydrocarbures en C2 + ; - prélèvement en tête de la colonne de séparation (26) d'un courant de tête (82) riche en méthane ;
- réchauffement du courant de tête (82) riche en méthane dans le deuxième échangeur thermique (24) et dans le premier échangeur thermique (16) et compression de ce courant dans au moins un premier compresseur (28) accouplé à la première turbine de détente (22) et dans un deuxième compresseur (32) pour former un courant (12) riche en méthane à partir du courant de tête (86) riche en méthane comprimé ;
- prélèvement dans le courant de tête riche en méthane (82, 84, 86) d'un premier courant (88) de recirculation ;
- passage du premier courant de recirculation (88) dans le premier échangeur thermique (16) et dans le deuxième échangeur thermique (24) pour le refroidir, puis introduction d'au moins une première partie du premier courant de recirculation refroidi (94) dans la partie haute de la colonne de séparation (26) ; caractérisé en ce que le procédé comprend les étapes suivantes :
- formation d'au moins un deuxième courant (96 ; 136 ; 168 ; 192) de recirculation obtenu à partir du courant de tête riche en méthane (82) en aval de la colonne de séparation (26) ;
- formation d'un courant (100 ; 136) de détente dynamique à partir du deuxième courant de recirculation (96 ; 136 ; 168 ; 192) et introduction du courant de détente dynamique (100 ; 136) dans une turbine de détente (22 ; 132) pour produire des frigories.
2.- Procédé selon la revendication 1 , caractérisé en ce que le deuxième courant de recirculation (96) est introduit dans un courant (40 ; 46) situé en aval du premier échangeur thermique (16) et en amont de la première turbine de détente (22) pour former le courant de détente dynamique (100).
3.- Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce que le deuxième courant de recirculation (96 ; 168) est mélangé au flux d'alimentation de turbine (46) issu du premier ballon séparateur (18) pour former le courant de détente dynamique (100), la turbine de détente dynamique recevant le courant de détente dynamique (100) étant formée par la première turbine de détente (22).
4.- Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce que le deuxième courant de recirculation (96 ; 192) est mélangé au courant de gaz naturel refroidi (40), avant son introduction dans le premier ballon séparateur (18), le courant de détente dynamique (100) étant formé par le flux d'alimentation de turbine (46) issu du premier ballon séparateur (18).
5.- Procédé selon l'une quelconque des revendications 2 à 4, caractérisé en ce que le deuxième courant de recirculation (96) est prélevé dans le premier courant de recirculation (88).
6.- Procédé selon l'une quelconque des revendications 2 à 4, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes :
- prélèvement d'un courant de prélèvement (158) dans le courant de tête riche en méthane (82), avant son passage dans le premier compresseur (28) et dans le deuxième compresseur (32) ; - compression du courant de prélèvement (158) dans un troisième compresseur (134),
- formation du deuxième courant de recirculation (168) à partir du courant de prélèvement comprimé issu du troisième compresseur (134), après refroidissement.
7.- Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce qu'il comprend le passage du courant de prélèvement (158) dans un troisième échangeur thermique (152) et dans un quatrième échangeur thermique (154) avant son introduction dans le troisième compresseur (134), puis le passage du courant de prélèvement comprimé dans le quatrième échangeur thermique (154), puis dans le troisième échangeur thermique (152) pour alimenter la tête de la colonne de séparation (26), le deuxième courant de recirculation (168) étant prélevé dans le courant de prélèvement comprimé refroidi (160), entre le quatrième échangeur thermique (154) et le troisième échangeur thermique (152).
8.- Procédé selon l'une des revendications 6 ou 7, caractérisé en ce que le courant de prélèvement (158) est introduit dans un quatrième compresseur (182), le procédé comprenant les étapes suivantes :
- prélèvement d'un courant (186) de dérivation secondaire dans le courant de prélèvement comprimé refroidi (160) issu du troisième compresseur (134) et du quatrième compresseur (182) ;
- détente dynamique du courant de dérivation secondaire (186) dans une deuxième turbine de détente (132) accouplée au quatrième compresseur (182) ;
- introduction du courant (188) de dérivation secondaire détendu dans le courant de prélèvement (158) avant son passage dans le troisième compresseur (134) et dans le quatrième compresseur (182).
9. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que le deuxième courant de recirculation (192) est prélevé dans le courant de tête riche en méthane comprimé (86), le procédé comprenant les étapes suivantes : - introduction du deuxième courant de recirculation (192) dans un troisième échangeur thermique (152) ;
- séparation du courant de gaz naturel de charge (15) en un premier flux de charge (191A) et en un deuxième flux de charge (191 B); - mise en relation d'échange thermique du deuxième flux de charge (191 B) avec le deuxième courant de recirculation (192) dans le troisième échangeur thermique (152)
- mélange du deuxième flux de charge (191 B) après refroidissement dans le troisième échangeur thermique (152) avec le premier flux de charge (191A), en aval du premier échangeur (16) et en amont du premier ballon séparateur (18).
10.- Procédé selon la revendication 9, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes :
- prélèvement d'un courant de refroidissement secondaire (200) dans le courant de tête riche en méthane comprimé (86), en aval du premier compresseur (28) et en aval du deuxième compresseur (32) ;
- détente dynamique du courant de refroidissement secondaire (200) dans une deuxième turbine de détente (132) et passage du courant de refroidissement secondaire détendu (202) dans le troisième échangeur thermique (152) pour le mettre en relation d'échange thermique avec le deuxième flux de charge (191 B) et avec le deuxième courant de recirculation (192) ;
- réintroduction du courant de refroidissement secondaire détendu (202) dans le courant riche en méthane (82), avant son passage dans le premier compresseur (28) et dans le deuxième compresseur (32) ;
- prélèvement d'une fraction de recompression (206) dans le courant riche en méthane refroidi (84), en aval de l'introduction du courant de refroidissement secondaire détendu (204) et en amont du premier compresseur (28) et du deuxième compresseur (32);
- compression de la fraction de recompression (206) dans au moins un compresseur (182) accouplé à la deuxième turbine de détente (132) et réintroduction de la fraction de recompression comprimée dans le courant riche en méthane comprimé (86) issu du premier compresseur (28) et du deuxième compresseur (32).
11.- Procédé selon la revendication 1 , caractérisé en ce que le deuxième courant de recirculation (136) est dérivé à partir du premier courant de recirculation (88), pour former le courant de détente dynamique, le courant de détente dynamique étant introduit dans une deuxième turbine de détente (132) distincte de la première turbine de détente (22), le courant de détente dynamique (138) issu de la deuxième turbine de détente (132) étant réintroduit dans le courant riche en méthane (82) avant son passage dans le premier échangeur thermique (16).
12.- Procédé selon la revendication 11 , caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes :
- prélèvement d'une fraction de recompression (140) dans le courant de tête riche en méthane réchauffé (84) issu du premier échangeur thermique (16) et du deuxième échangeur thermique (24) ; - compression de la fraction de recompression (140) dans un troisième compresseur
(134) accouplé à la deuxième turbine de détente (132) ;
- introduction de la fraction de recompression comprimée (142) dans le courant riche en méthane comprimé issu du premier compresseur (28).
13.- Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comprend la dérivation d'un troisième courant de recirculation (126), avantageusement à température ambiante, à partir du courant riche en méthane (82) au moins partiellement comprimé, avantageusement entre deux étages (122A, 122B) du deuxième compresseur (32), le troisième courant de recirculation (126) étant refroidi successivement dans le premier échangeur thermique (16) et dans le deuxième échangeur thermique (24) avant d'être mélangé au premier courant de recirculation pour être introduit dans la colonne de séparation (26).
14.- Installation (10 ; 1 10 ; 120 ; 130 ; 150 ; 180 ; 190) de production d'un courant (12) riche en méthane et d'une coupe (14) riche en hydrocarbures en C2 + à partir d'un courant
(15) de gaz naturel de charge déshydraté, composé d'hydrocarbures, d'azote et de CO2, et présentant avantageusement une teneur molaire en hydrocarbures en C2 + supérieure à 10 %, l'installation étant du type comprenant :
- un premier échangeur thermique (16) pour refroidir le courant de gaz naturel de charge (15) circulant avantageusement à une pression supérieure à 40 bars,
- un premier ballon séparateur (18), - des moyens d'introduction du courant de gaz naturel de charge refroidi (40) dans le premier ballon séparateur (18), le courant de gaz naturel refroidi étant séparé dans le premier ballon séparateur pour récupérer une fraction légère (42) essentiellement gazeuse et une fraction lourde (44) essentiellement liquide ;
- des moyens de division de la fraction légère en un flux (46) d'alimentation de turbine et en un flux secondaire (48) ;
- une première turbine (22) de détente dynamique du flux d'alimentation de turbine (46) ;
- une colonne de séparation (26) ; - des moyens d'introduction du flux (102) détendu dans la première turbine de détente dynamique (22) dans une partie intermédiaire de la colonne de séparation (26);
- un deuxième échangeur thermique (24) pour le refroidissement du flux secondaire (48) et des moyens d'introduction du flux secondaire refroidi (52) dans une partie haute de la colonne de séparation (26) ;
- des moyens de détente de la fraction lourde (44) et des moyens de passage de la fraction lourde (44) dans le premier échangeur thermique (16) ;
- un deuxième ballon séparateur (20) ;
- des moyens d'introduction de la fraction lourde (44) issue du premier échangeur thermique (16) dans le deuxième ballon séparateur (20) pour former une fraction de tête (58) et une fraction de pied (60) ;
- des moyens d'introduction de la fraction de tête (58), après passage dans le deuxième échangeur (24) pour la refroidir, dans la partie haute de la colonne de séparation (26) ; - des moyens d'introduction de la fraction de pied (60) dans une partie intermédiaire de la colonne de séparation (26) ;
- des moyens de récupération, au pied de la colonne de séparation (26), d'un courant de pied (80) riche en hydrocarbure en C2 + destiné à former la coupe (14) riche en hydrocarbure en C2 + ; - des moyens de prélèvement en tête de la colonne de séparation (26) d'un courant de tête (82) riche en méthane ;
- des moyens d'introduction du courant de tête riche en méthane (82) dans le deuxième échangeur thermique (24) et dans le premier échangeur thermique (16) pour le réchauffer ; - des moyens de compression du courant de tête riche en méthane comprenant au moins un premier compresseur (28) accouplé à la première turbine (22) et un deuxième compresseur (32) pour former le courant riche en méthane (12) à partir du courant de tête riche en méthane comprimé (86) ;
- des moyens de prélèvement dans le courant de tête riche en méthane (82, 84, 86) d'un premier courant de recirculation (88) ;
- des moyens de passage du premier courant de recirculation (88) dans le premier échangeur thermique (16) puis dans le deuxième échangeur thermique (24) pour le refroidir ;
- des moyens d'introduction d'au moins une partie du premier courant de recirculation refroidi (94) dans la partie haute de la colonne de séparation (26) ; caractérisé en ce que l'installation comprend :
- des moyens de formation d'au moins un deuxième courant de recirculation (96 ; 136 ; 168 ; 192) obtenu à partir du courant de tête riche en méthane (82) en aval de la colonne de séparation (26) ;
- des moyens de formation d'un courant de détente dynamique (100 ; 136) à partir du deuxième courant de recirculation (96 ; 136 ; 168 ; 192) ;
- des moyens d'introduction du courant de détente dynamique (100 ; 136) dans une turbine de détente (22 ; 132) pour produire des frigories.
15.- Installation (10 ; 1 10 ; 120 ; 130 ; 150 ; 180 ; 190) selon la revendication 14, caractérisé en ce que les moyens de formation d'un courant de détente dynamique (100) à partir du deuxième courant de recirculation (96 ; 168 ; 192) comprennent des moyens d'introduction du deuxième courant de recirculation (96 ; 168 ; 192) dans un courant (40 ; 46) circulant en aval du premier échangeur thermique (16) et en amont de la première turbine de détente (22) pour former le courant de détente dynamique (100).
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