EP2630428A2 - Procédé simplifié de production d'un courant riche en méthane et d'une coupe riche en hydrocarbures en c2+ à partir d'un courant de gaz naturel de charge, et installation associée. - Google Patents

Procédé simplifié de production d'un courant riche en méthane et d'une coupe riche en hydrocarbures en c2+ à partir d'un courant de gaz naturel de charge, et installation associée.

Info

Publication number
EP2630428A2
EP2630428A2 EP11785730.0A EP11785730A EP2630428A2 EP 2630428 A2 EP2630428 A2 EP 2630428A2 EP 11785730 A EP11785730 A EP 11785730A EP 2630428 A2 EP2630428 A2 EP 2630428A2
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
stream
rich
heat exchanger
methane
compressor
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
EP11785730.0A
Other languages
German (de)
English (en)
Other versions
EP2630428B1 (fr
Inventor
Sandra Armelle Karen Thiebault
Vanessa Marie Stéphanie GAHIER
Julie Anne Gouriou
Loïc Pierre Roger BARTHE
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Technip Energies France SAS
Original Assignee
Technip France SAS
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Technip France SAS filed Critical Technip France SAS
Publication of EP2630428A2 publication Critical patent/EP2630428A2/fr
Application granted granted Critical
Publication of EP2630428B1 publication Critical patent/EP2630428B1/fr
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0247—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 4 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/76—Refluxing the column with condensed overhead gas being cycled in a quasi-closed loop refrigeration cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/04—Mixing or blending of fluids with the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/24—Multiple compressors or compressor stages in parallel
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
    • F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (a mixture of) hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/04—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/04—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop
    • F25J2270/06—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop with multiple gas expansion loops
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/88—Quasi-closed internal refrigeration or heat pump cycle, if not otherwise provided
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/80—Retrofitting, revamping or debottlenecking of existing plant

Definitions

  • the C 2 + hydrocarbon fraction recovered from natural gas is advantageously used to produce ethane and liquids which constitute raw materials in petrochemicals.
  • 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 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 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 10% of the molar flow rate of the feed natural gas stream;
  • the fourth recirculation stream 136 is then brought to the second dynamic expansion turbine 132 to be expanded at a pressure lower than the pressure of the separation column 26 and in particular equal to 15.4 bar and produce frigories.
  • the temperature of the cooled fourth recirculation stream 138 coming from the turbine 132 is thus less than -30 ° and in particular substantially equal to -43.1 ° 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 allows to recover 2677 kW of energy.
  • the installation is devoid of the second dynamic expansion turbine 132 and the third compressor 134 coupled to the second dynamic expansion turbine 132.
  • the light fraction 42 from the separator balloon 18 is not divided. All of this fraction then forms the turbine feed stream 46 which is sent to the first dynamic expansion turbine 22.

Landscapes

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

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 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 simplifié de production d'un courant riche en méthane et d'une coupe riche en hydrocarbures en C2 + à partir d'un courant de gaz naturel de charge, et installation associée.
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 ballon séparateur ;
- séparation du courant de gaz naturel refroidi dans le ballon séparateur et récupération d'une fraction légère essentiellement gazeuse et d'une fraction lourde essentiellement liquide ;
- formation d'un flux d'alimentation de turbine à partir de la fraction légère ;
- 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 ;
- détente de la fraction lourde et introduction de la fraction lourde dans la colonne de séparation, la fraction lourde récupérée dans le ballon séparateur étant introduite dans la colonne de séparation sans passer par le premier échangeur thermique ;
- 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 un 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, comprenant 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) :
- la formation du flux d'alimentation de turbine comporte la division de la fraction légère en le flux d'alimentation de turbine et en un flux secondaire, le procédé comprenant le refroidissement du flux secondaire dans le deuxième échangeur thermique et l'introduction du flux secondaire refroidi dans une partie haute de la colonne de séparation ;
- 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 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 ballon séparateur, le courant de détente dynamique étant formé par le flux d'alimentation de turbine issu du 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 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 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 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 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 C02, 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 ballon séparateur,
- des moyens d'introduction du courant de gaz naturel de charge refroidi dans le ballon séparateur, le courant de gaz naturel refroidi étant séparé dans le ballon séparateur pour récupérer une fraction légère essentiellement gazeuse et une fraction lourde essentiellement liquide ;
- des moyens de formation d'un flux d'alimentation de turbine à partir de la fraction légère ;
- 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 ;
- des moyens de détente et d'introduction de la fraction lourde dans la colonne de séparation, agencés pour que la fraction lourde récupérée dans le ballon séparateur soit introduite dans la colonne de séparation sans passer par le premier échangeur thermique ;
- 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 ;
l'installation comprenant :
- 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.
Dans un autre mode de réalisation, les moyens de formation du flux d'alimentation de turbine comportent des moyens de division de la fraction légère en le flux d'alimentation de turbine et en un flux secondaire, l'installation comprenant des moyens de passage du flux secondaire dans le deuxième échangeur thermique pour le refroidir et des moyens d'introduction du flux secondaire refroidi dans une partie haute de la colonne de séparation.
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 -WO et 60^ . 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 variante de l'installation de la figure 1 ;
- la figure 3 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 4 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 5 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 6 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 7 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 8 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 ballon séparateur 18, 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 l'exemple représenté sur la Figure 1 , l'installation 10 comporte en outre une deuxième turbine de détente 132 et un troisième compresseur 134. 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, pour les simulations numériques, 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 40'C. Le débit du cou rant 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 - 50^ et notamment sensiblement égale à -24, 5^ pour donner un courant de gaz naturel de charge refroidi 40 qui est introduit dans sa totalité dans le ballon séparateur 18. Dans le 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 dans cet exemple au cinquième étage depuis le haut de la colonne 26.
Le débit du flux secondaire 48 représente moins de 40 % 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 16 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 9.5 % molaire d'éthane.
La fraction lourde 44 est dirigée vers une vanne de détente 66 qui s'ouvre en fonction du niveau de liquide dans le ballon séparateur 18.
La totalité de la fraction lourde 44 est introduite dans la colonne 26, sans entrer en relation d'échange thermique avec le gaz de charge 15, en particulier, en amont du ballon 18. La fraction lourde 44 ne passe pas par le premier échangeur thermique 16.
Avantageusement, la fraction lourde 44 n'est non plus pas séparée entre le ballon 18 et la colonne 26.
La fraction de pied 44 , après avoir été détendue à la pression de la colonne 26, est ensuite introduite à un niveau N3 de la colonne situé sous le niveau N1 , situé avantageusement 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 - 55 , dans cet exemple à -53 , et est passé dans I e premier échangeur thermique 16 pour y être partiellement vaporisé et échanger une puissance thermique d'environ 2710 kW avec les autres courants circulant dans l'échangeur 16.
Ce courant de rebouillage liquide partiellement vaporisé est réchauffé à une température supérieure à -40 et notamment égale à - 35.1 "C et envoyé au niveau N5 situé juste au dessous du niveau N4, et correspondant au quatorzième étage de la colonne 26 depuis la tête.
Un deuxième courant de rebouillage 72 intermédiaire est collecté à un niveau N6 situé sous le niveau N5 et correspondant au dix-septième étage en partant de la tête de la colonne 26. Ce deuxième courant de rebouillage 72 est prélevé à une température supérieure à - 25 , notamment à -21 ,413 pour être envoyé dans le premier échangeur 16 et échanger une puissance thermique d'environ 1500 kW avec les autres courants circulant dans cet échangeur 16.
Le courant de rebouillage liquide partiellement vaporisé issu de l'échangeur 16 est alors réintroduit à une température supérieure à - 20 et notamment égale à -13,7*0 à un niveau N7 situé juste au dessous du niveau N6 et notamment au dix-huitième étage en partant de la tête de la colonne 26.
En outre, un troisième courant de rebouillage inférieur 74 est prélevé au voisinage du fond de la colonne 26 à une température supérieure à -1013 et notamment sensiblement égale à -3.313 à un niveau N8 situé avantageusement au vingt-et-unième étage en partant de la tête de la colonne 26.
Le courant de rebouillage inférieur 74 est amené jusqu'au premier échangeur thermique 16 où il est réchauffé jusqu'à une température supérieure à 013 et notamment égale à 3.213 avant d'être renvoyé à un niveau N9 c orrespondant au vingt-deuxième étage en partant du haut de la colonne 26. Ce courant de rebouillage échange une puissance thermique d'environ 2840 kW avec les autres courants circulant dans l'échangeur 16.
Un courant 80 riche en hydrocarbures en C2 + est prélevé dans le fond de la colonne 26 à une température supérieure à - 513 et notammen t égale à 3,213. 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, 0,52 % de méthane, 57,80
% d'éthane, 18,5 % de propane, 8,4 % de i-butane, 10,30 % 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, 0,54 % de dioxyde de carbone, 0% d'azote. 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 25'C tout en restant liqui de. Il produit ainsi la coupe 14 riche en hydrocarbures en C2 + à une pression supérieure à 25 bars et notamment égale à 31.2 bars, avantageusement à 38 "C.
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 99.1 % 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 40 et notamment égale à 30,8 3.
Dans cet exemple, une première partie du courant 84 est comprimée une première fois dans le premier compresseur 28, puis est refroidie dans le premier réfrigérant à air 30.
Le courant obtenu 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 40 et sa pression est supérieure à 60 bars est et notamment sensiblement égale à 63, 1 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 99,0 %. Dans cet exemple, il est composé de 99,18% molaire de méthane, 0,14% molaire d'éthane, 0,43% molaire d'azote et 0,24% 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 - 30 et notamment ég aie à - 45^ .
Une première partie 92 du premier courant de recirculation refroidi 90 est ensuite introduite dans le deuxième échangeur 24 pour y être liquéfiée avant de passer par la vanne de contrôle de débit 95. Le courant ainsi obtenu forme 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 - /\20qC et notamment égale à - 1 13.8^3. 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 N1 et le niveau N3, notamment au dixième étage en partant de la tête de la colonne à une pression sensiblement égale à 16 bars.
L'expansion dynamique du flux 100 dans la turbine 22 permet de récupérer 3732 kW d'énergie qui proviennent pour une fraction supérieure à 50 % et notamment égale à 99.5 % du flux d'alimentation de turbine 46 et pour une fraction inférieure à 50 % et notamment égale à 0.5% 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.
Dans l'exemple représenté sur la Figure 1 , le procédé comprend en outre 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 80 % 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 26 et notamment égale à 15,4 bars et produire des frigories. La température du quatrième courant de recirculation refroidi 138 issu de la turbine 132 est ainsi inférieure à - 30^ et notamment sensiblement égale à - 43, 1 "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 2677 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 22.6 bars et une température d'environ 68.2 "C
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.
Par rapport à une installation 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 ou égale à 99%, tout en diminuant notablement la puissance à fournir par le deuxième compresseur 32 de 19993 kW à 18063 kW.
L'amélioration du rendement de l'installation est illustrée par le tableau 1 ci-après. 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
Dans une variante 10A de la première installation 10 illustrée sur la figure 2, l'installation est dépourvue de la deuxième turbine de détente dynamique 132 et du troisième compresseur 134 accouplé à la deuxième turbine de détente dynamique 132.
La totalité du courant de tête réchauffé 84 issu du premier échangeur thermique 16 est alors introduite dans le premier compresseur 28. De même, la totalité du premier courant de recirculation 88 est introduite dans le premier échangeur thermique 16 pour former le courant 90.
L'installation et le procédé mis en oeuvre dans cette installation 10A sont par ailleurs analogues à la première installation 10 et au premier procédé selon l'invention
Une deuxième installation 1 10 selon l'invention est illustrée sur la figure 3. 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 et de sa variante représentée sur la figure 2, 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 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.
Cette disposition, qui peut être appliquée à l'ensemble des procédés décrits, permet d'améliorer encore légèrement le rendement de l'installation.
Une troisième installation 120 selon l'invention est représentée sur la figure 4.
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 10 et de sa variante 10A, 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 et de sa variante représentée sur la figure 2, 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 une température sensiblement égale à la température ambiante.
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 0,15 et est notamment compris entre 0,08 et 0, 15. 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 -1 10.5 .
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.
Une diminution de la puissance consommée est observée, dont environ 3% est due à la liquéfaction à moyenne pression du troisième courant de recirculation 126.
Une quatrième installation 130 selon l'invention est représentée sur la figure 5. Cette quatrième installation 130 est destinée à la mise en œuvre d'un quatrième procédé selon l'invention.
Le quatrième procédé selon l'invention diffère de la variante du premier procédé selon l'invention en ce qu'il comprend le prélèvement d'un troisième courant de recirculation 126 dans le courant de tête riche en méthane réchauffé 84, comme dans le troisième procédé selon l'invention.
Comme décrit précédemment pour le procédé de la figure 4, 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 -109.7 .
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.
Dans cette variante du quatrième procédé, la quasi 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 5 est quasiment 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 6. 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 initial 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 C02.
Dans l'exemple présenté la coupe d'hydrocarbures en C2 + possède toujours la même composition qui est celle indiquée dans le Tableau 3 :
TABLEAU 3
La cinquième installation 150 selon l'invention diffère de la variante 10A de la première installation représentée sur la figure 2 en ce qu'elle comprend un troisième échangeur thermique 152, un quatrième échangeur thermique 154 et un troisième compresseur 134.
L'installation 150 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 de la variante 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 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. Le courant 160 présente une température inférieure à 40 . Cette température est sensiblement égale à la température du courant de gaz naturel de charge refroidi 40 alimentant le 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 sensiblement égale à la pression de la colonne 26.
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 ballon séparateur 18, comme représenté sur la figure 3.
Il est ainsi 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.
Une sixième installation selon l'invention 180 est représentée sur la figure 7. 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, ce qui abaisse sa température à moins de - 90 .
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
II 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. Une septième installation 190 selon l'invention est représentée sur la figure 8. 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 une température inférieure à 40 "C.
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 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 fournir des frigories. Le courant de refroidissement secondaire détendu 202 issu de la turbine 132 est ensuite introduit, à une température inférieure à 40 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 84 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.
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.
Dans une variante (non représentée), la fraction légère 42 issue du ballon séparateur 18 n'est pas divisée. La totalité de cette fraction forme alors le flux d'alimentation de turbine 46 qui est envoyé vers la première turbine de détente dynamique 22.

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 C02, 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 ballon séparateur (18) ;
- séparation du courant de gaz naturel refroidi (40) dans le ballon séparateur (18) et récupération d'une fraction légère (42) essentiellement gazeuse et d'une fraction lourde (44) essentiellement liquide ;
- formation d'un flux d'alimentation de turbine (46) à partir de la fraction légère (42) ; - 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) ;
- détente de la fraction lourde (44) et introduction de la fraction lourde (44) dans la colonne de séparation (26), la fraction lourde (44) récupérée dans le ballon séparateur (18) étant introduite dans la colonne de séparation (26) sans passer par le premier échangeur thermique (16) ;
- 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 un 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) ;
le procédé comprenant 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 la formation du flux d'alimentation de turbine (46) comporte la division de la fraction légère (42) en le flux (46) d'alimentation de turbine et en un flux secondaire (48), le procédé comprenant le refroidissement du flux secondaire (48) dans le deuxième échangeur thermique (24) et l'introduction du flux secondaire refroidi dans une partie haute de la colonne de séparation (26).
3. - Procédé selon la revendication 1 ou 2, 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).
4. - Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que le deuxième courant de recirculation (96 ; 168) est mélangé au flux d'alimentation de turbine (46) obtenu à partir du 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).
5. - Procédé selon la revendication 3, 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 ballon séparateur (18), le courant de détente dynamique (100) étant formé par le flux d'alimentation de turbine (46) formé à partir du ballon séparateur (18).
6.- Procédé selon l'une quelconque des revendications 3 à 5, caractérisé en ce que le deuxième courant de recirculation (96) est prélevé dans le premier courant de recirculation (88).
7.- Procédé selon l'une quelconque des revendications 3 à 5, 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.
8. - Procédé selon la revendication 7, 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).
9. - Procédé selon l'une des revendications 7 ou 8, 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).
10. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, 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 (191 A) 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 (191 A), en aval du premier échangeur (16) et en amont du ballon séparateur (18).
11. - Procédé selon la revendication 10, 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).
12. - Procédé selon la revendication 1 ou 2, 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).
13. - Procédé selon la revendication 12, 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).
14.- 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).
15.- Installation (10 ; 10A ; 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 C02, 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 ballon séparateur (18),
- des moyens d'introduction du courant de gaz naturel de charge refroidi (40) dans le ballon séparateur (18), le courant de gaz naturel refroidi étant séparé dans le ballon séparateur (18) pour récupérer une fraction légère (42) essentiellement gazeuse et une fraction lourde (44) essentiellement liquide ;
- des moyens de formation d'un flux d'alimentation de turbine (46) à partir de la fraction légère (42) ;
- 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) ;
- des moyens de détente et d'introduction de la fraction lourde (44) dans la colonne de séparation (26), agencés pour que la fraction lourde (44) récupérée dans le ballon séparateur
(18) soit introduite dans la colonne de séparation (26) sans passer par le premier échangeur thermique (16) ;
- 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) ;
l'installation comprenant :
- 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.
16. - Installation (10 ; 10A ; 110 ; 120 ; 130 ; 150 ; 180 ; 190) selon la revendication 15, caractérisée en ce que les moyens de formation du flux d'alimentation de turbine comportent des moyens de division de la fraction légère (42) en le flux (46) d'alimentation de turbine et en un flux secondaire (48), l'installation comprenant des moyens de passage du flux secondaire (48) dans le deuxième échangeur thermique (24) pour le refroidir et des moyens d'introduction du flux secondaire refroidi (52) dans une partie haute de la colonne de séparation (26).
17. - Installation (10 ; 10A ; 110 ; 120 ; 130 ; 150 ; 180 ; 190) selon la revendication 15 ou 16, 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).
EP11785730.0A 2010-10-20 2011-10-19 Procédé simplifié de production d'un courant riche en méthane et d'une coupe riche en hydrocarbures en c2+ à partir d'un courant de gaz naturel de charge, et installation associée. Active EP2630428B1 (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR1058573A FR2966578B1 (fr) 2010-10-20 2010-10-20 Procede simplifie de production d'un courant riche en methane et d'une coupe riche en hydrocarbures en c2+ a partir d'un courant de gaz naturel de charge, et installation associee.
PCT/FR2011/052439 WO2012052681A2 (fr) 2010-10-20 2011-10-19 Procédé simplifié de production d'un courant riche en méthane et d'une coupe riche en hydrocarbures en c2+ à partir d'un courant de gaz naturel de charge, et installation associée.

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP2630428A2 true EP2630428A2 (fr) 2013-08-28
EP2630428B1 EP2630428B1 (fr) 2017-06-07

Family

ID=44201387

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP11785730.0A Active EP2630428B1 (fr) 2010-10-20 2011-10-19 Procédé simplifié de production d'un courant riche en méthane et d'une coupe riche en hydrocarbures en c2+ à partir d'un courant de gaz naturel de charge, et installation associée.

Country Status (8)

Country Link
US (2) US10018411B2 (fr)
EP (1) EP2630428B1 (fr)
AR (1) AR083476A1 (fr)
BR (1) BR112013009582B1 (fr)
CA (1) CA2814821C (fr)
FR (1) FR2966578B1 (fr)
MX (1) MX356799B (fr)
WO (1) WO2012052681A2 (fr)

Families Citing this family (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2014047464A1 (fr) 2012-09-20 2014-03-27 Fluor Technologies Corporation Agencements et procédés pour la récupération de lgn pour des gaz de départ à haute teneur en azote
US12276420B2 (en) 2016-02-03 2025-04-15 Strong Force Iot Portfolio 2016, Llc Industrial internet of things smart heating systems and methods that produce and use hydrogen fuel
DE102016003305A1 (de) * 2016-03-17 2017-09-21 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum Abtrennen einer ethanreichen Fraktion aus Erdgas
US10754334B2 (en) * 2016-05-09 2020-08-25 Strong Force Iot Portfolio 2016, Llc Methods and systems for industrial internet of things data collection for process adjustment in an upstream oil and gas environment
US10330382B2 (en) 2016-05-18 2019-06-25 Fluor Technologies Corporation Systems and methods for LNG production with propane and ethane recovery
US11725879B2 (en) 2016-09-09 2023-08-15 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration for retrofitting NGL plant for high ethane recovery
CA3077409C (fr) 2017-10-20 2025-05-13 Fluor Technologies Corporation Mise en œuvre par phases d’usines de récupération de liquides de gaz naturels
US20200133254A1 (en) 2018-05-07 2020-04-30 Strong Force Iot Portfolio 2016, Llc Methods and systems for data collection, learning, and streaming of machine signals for part identification and operating characteristics determination using the industrial internet of things
US20200088465A1 (en) * 2018-09-13 2020-03-19 Air Products And Chemicals, Inc. Helium Extraction from Natural Gas
US10962283B2 (en) 2018-09-13 2021-03-30 Air Products And Chemicals, Inc. Helium extraction from natural gas
FR3088648B1 (fr) * 2018-11-16 2020-12-04 Technip France Procede de traitement d'un flux de gaz d'alimentation et installation associee
US12215922B2 (en) 2019-05-23 2025-02-04 Fluor Technologies Corporation Integrated heavy hydrocarbon and BTEX removal in LNG liquefaction for lean gases
US12098882B2 (en) * 2018-12-13 2024-09-24 Fluor Technologies Corporation Heavy hydrocarbon and BTEX removal from pipeline gas to LNG liquefaction
EP3909223B1 (fr) 2019-01-13 2024-08-21 Strong Force Iot Portfolio 2016, LLC Surveiller et gérer des réglages industriels
US12050054B2 (en) * 2019-09-19 2024-07-30 ExxonMobil Technology and Engineering Company Pretreatment, pre-cooling, and condensate recovery of natural gas by high pressure compression and expansion

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2601599A (en) * 1948-11-26 1952-06-24 Shell Dev Method of recovering liquefiable hydrocarbons from gases
BE622735A (fr) * 1961-09-22 1900-01-01
US4687499A (en) * 1986-04-01 1987-08-18 Mcdermott International Inc. Process for separating hydrocarbon gas constituents
US5600969A (en) * 1995-12-18 1997-02-11 Phillips Petroleum Company Process and apparatus to produce a small scale LNG stream from an existing NGL expander plant demethanizer
FR2817766B1 (fr) 2000-12-13 2003-08-15 Technip Cie Procede et installation de separation d'un melange gazeux contenant du methane par distillation,et gaz obtenus par cette separation
US6945075B2 (en) * 2002-10-23 2005-09-20 Elkcorp Natural gas liquefaction
US7484385B2 (en) * 2003-01-16 2009-02-03 Lummus Technology Inc. Multiple reflux stream hydrocarbon recovery process
US7204100B2 (en) * 2004-05-04 2007-04-17 Ortloff Engineers, Ltd. Natural gas liquefaction
US9080810B2 (en) * 2005-06-20 2015-07-14 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US8590340B2 (en) * 2007-02-09 2013-11-26 Ortoff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US20090282865A1 (en) * 2008-05-16 2009-11-19 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
FR2944523B1 (fr) * 2009-04-21 2011-08-26 Technip France Procede de production d'un courant riche en methane et d'une coupe riche en hydrocarbures en c2+ a partir d'un courant de gaz naturel de charge, et installation associee
FR2947897B1 (fr) * 2009-07-09 2014-05-09 Technip France Procede de production d'un courant riche en methane et d'un courant riche en hydrocarbures en c2+, et installation associee.

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See references of WO2012052681A2 *

Also Published As

Publication number Publication date
WO2012052681A2 (fr) 2012-04-26
US20130255311A1 (en) 2013-10-03
MX2013004340A (es) 2013-06-28
BR112013009582A2 (pt) 2016-07-12
US10760851B2 (en) 2020-09-01
CA2814821A1 (fr) 2012-04-26
US20180180356A1 (en) 2018-06-28
AR083476A1 (es) 2013-02-27
FR2966578A1 (fr) 2012-04-27
BR112013009582B1 (pt) 2020-12-08
US10018411B2 (en) 2018-07-10
WO2012052681A3 (fr) 2013-10-03
BR112013009582A8 (pt) 2020-11-24
CA2814821C (fr) 2019-02-19
FR2966578B1 (fr) 2014-11-28
EP2630428B1 (fr) 2017-06-07
MX356799B (es) 2018-06-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2630428B1 (fr) Procédé simplifié de production d'un courant riche en méthane et d'une coupe riche en hydrocarbures en c2+ à partir d'un courant de gaz naturel de charge, et installation associée.
EP2422152B1 (fr) Procédé de production d'un courant riche en méthane et d'une coupe riche en hydrocarbures en c2+ à partir d'un courant de gaz naturel de charge, et installation associée
EP2452140B1 (fr) Procédé de production d'un courant riche en méthane et d'un courant riche en hydrocarbures en c2+, et installation associée
EP2659211B1 (fr) Procédé de production d'un courant riche en méthane et d'un courant riche en hydrocarbures en c2+ et installation associée
CA2878125C (fr) Procede de production d'un courant riche en ethane d'un gaz naturel traite et installation associee
FR2923000A1 (fr) Procede de liquefaction d'un gaz naturel avec recuperation amelioree de propane.
FR2923001A1 (fr) Procede de liquefaction d'un gaz naturel avec fractionnement a haute pression.
EP1828697B1 (fr) Procede et installation de production de gaz naturel traite , d ' une coupe riche en hydrocarbures en c3 + et courant riche en ethane
EP2661479A1 (fr) Procede de production d'une coupe riche en hydrocarbures en c3+ et d'un courant riche en methane et ethane a partir d'un courant d'alimentation riche en hydrocarbures et installation associee.
EP4244557B1 (fr) Procédé d'extraction d'éthane dans un courant de gaz naturel de départ et installation correspondant
AU2009277374B2 (en) Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream and method of cooling a hydrocarbon stream
CA3119860A1 (fr) Procede de traitement d'un flux de gaz d'alimentation et installation associee

Legal Events

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

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

17P Request for examination filed

Effective date: 20130416

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A2

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

RIN1 Information on inventor provided before grant (corrected)

Inventor name: GAHIER, VANESSA, MARIE, STEPHANIE

Inventor name: BARTHE, LOIC, PIERRE, ROGER

Inventor name: GOURIOU, JULIE, ANNE

Inventor name: THIEBAULT, SANDRA, ARMELLE, KAREN

R17D Deferred search report published (corrected)

Effective date: 20131003

DAX Request for extension of the european patent (deleted)
GRAP Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR1

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

Free format text: STATUS: GRANT OF PATENT IS INTENDED

INTG Intention to grant announced

Effective date: 20170111

GRAS Grant fee paid

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR3

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

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

Free format text: STATUS: THE PATENT HAS BEEN GRANTED

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

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

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: FG4D

Free format text: NOT ENGLISH

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: EP

Ref country code: AT

Ref legal event code: REF

Ref document number: 899555

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20170615

REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: FG4D

Free format text: LANGUAGE OF EP DOCUMENT: FRENCH

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R096

Ref document number: 602011038566

Country of ref document: DE

REG Reference to a national code

Ref country code: NO

Ref legal event code: T2

Effective date: 20170607

REG Reference to a national code

Ref country code: RO

Ref legal event code: EPE

REG Reference to a national code

Ref country code: NL

Ref legal event code: FP

REG Reference to a national code

Ref country code: LT

Ref legal event code: MG4D

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: PLFP

Year of fee payment: 7

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: FI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170607

Ref country code: HR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170607

Ref country code: GR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170908

Ref country code: LT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170607

Ref country code: ES

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170607

REG Reference to a national code

Ref country code: AT

Ref legal event code: MK05

Ref document number: 899555

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20170607

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170607

Ref country code: BG

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170907

Ref country code: LV

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170607

Ref country code: RS

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170607

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: AT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170607

Ref country code: SK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170607

Ref country code: CZ

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170607

Ref country code: EE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170607

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: PL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170607

Ref country code: IT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170607

Ref country code: SM

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170607

Ref country code: IS

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20171007

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R097

Ref document number: 602011038566

Country of ref document: DE

PLBE No opposition filed within time limit

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

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

Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170607

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R119

Ref document number: 602011038566

Country of ref document: DE

26N No opposition filed

Effective date: 20180308

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170607

Ref country code: MC

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170607

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: PL

REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: MM4A

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20180501

Ref country code: LI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20171031

Ref country code: CH

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20171031

Ref country code: LU

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20171019

REG Reference to a national code

Ref country code: BE

Ref legal event code: MM

Effective date: 20171031

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: BE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20171031

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: MT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170607

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: PLFP

Year of fee payment: 8

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: IE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20171019

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: HU

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT; INVALID AB INITIO

Effective date: 20111019

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: CY

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20170607

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: MK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170607

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: TR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170607

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: PT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170607

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: AL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170607

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Payment date: 20200914

Year of fee payment: 10

Ref country code: RO

Payment date: 20200918

Year of fee payment: 10

Ref country code: NO

Payment date: 20200922

Year of fee payment: 10

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Payment date: 20201015

Year of fee payment: 10

REG Reference to a national code

Ref country code: NO

Ref legal event code: MMEP

REG Reference to a national code

Ref country code: NL

Ref legal event code: MM

Effective date: 20211101

GBPC Gb: european patent ceased through non-payment of renewal fee

Effective date: 20211019

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: RO

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20211019

Ref country code: NO

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20211031

Ref country code: NL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20211101

Ref country code: GB

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20211019

P01 Opt-out of the competence of the unified patent court (upc) registered

Effective date: 20230601

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: FR

Payment date: 20250922

Year of fee payment: 15