EP3058296B1 - Procede de deazotation du gaz naturel avec ou sans recuperation d'helium - Google Patents

Procede de deazotation du gaz naturel avec ou sans recuperation d'helium Download PDF

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EP3058296B1
EP3058296B1 EP14799510.4A EP14799510A EP3058296B1 EP 3058296 B1 EP3058296 B1 EP 3058296B1 EP 14799510 A EP14799510 A EP 14799510A EP 3058296 B1 EP3058296 B1 EP 3058296B1
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sent
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Alain Briglia
Selim CHOUIK
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LAir Liquide SA pour lEtude et lExploitation des Procedes Georges Claude
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Air Liquide SA
LAir Liquide SA pour lEtude et lExploitation des Procedes Georges Claude
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Definitions

  • the present invention applies to denitrogenation processes of natural gas with or without helium recovery according to the preamble of claim 1 and known from the document US-A-4,758,258 .
  • the exploited natural gas fields contain more and more nitrogen. This is particularly due to the depletion and scarcity of fields rich enough that no enrichment treatment is necessary before the marketing of gas.
  • Unconventional resources such as shale gas also have the same problem: to make them marketable, it may be necessary to increase their calorific value by means of a pretreatment which consists of de-nitrogenising the raw gas.
  • US-A-4778498 describes a double column used for denitrogenation of natural gas.
  • Natural gas denitrogen units generally treat gases that come directly from wells at high pressure. After denaturing, the treated gas must be returned to the network, often at a pressure close to its inlet pressure.
  • the denitrogenation of natural gas uses cryogenic distillation techniques that take place at lower pressures than source pressures.
  • the sources can be at pressures of the order of 60 to 80 bara, while the cryogenic separation is carried out at pressures ranging from 30 bara to a pressure slightly above atmospheric pressure.
  • nitrogen purified natural gas is produced at low pressure and must be pumped and / or compressed to be introduced into the network.
  • the nitrogen-purified natural gas can be produced at different pressure levels at the outlet of the cold box.
  • the different streams are then compressed by external compression until the desired pressure is reached.
  • distillation at pressures greater than 12 bara is generally not well suited to the use of structured packings because of the "washing machine” phenomena, related to the approximation of the gas and liquid densities passing through the columns, which requires the use of trays for these pressure levels.
  • the invention consists in valuing the expansion of the natural gas in the different turbines of the process, using it to effect cold compression.
  • it may be product compression (typically natural gas purified by nitrogen).
  • it is the compression of a nitrogen enriched gas from a column of the column system. For example, the compression of the gas at the top of the high pressure column of a double column process makes it possible to reduce the pressure of this column.
  • the invention will be described in more detail with reference to the Figures 1 to 3 among which only the figure 3 illustrates a process according to the invention.
  • the process is carried out in an isolated cold box which contains an exchange line 1 and a double column 2,3 comprising a first column 2 operating at between 10 and 30 bara and a second column 3 operating at between 0.8 and 3 bara.
  • the first column 2 is thermally connected to the second column 3 by means of a vaporizer-condenser 5.
  • the exchange line comprises at least one heat exchanger, preferably brazed aluminum plates and fins.
  • the natural gas 10 which is generally at a pressure greater than 35 bara, cools in the exchange line 1.
  • a portion 11 of the natural gas representing between 1 and 80% of the gas to be separated, preferably between 5 and 55%, or even between 25 and 35% of the gas to be separated, is withdrawn from the exchange line 1 and is expanded in gaseous form in an expansion turbine 7 which produces a fluid that is sent to the bottom of the first column to separate.
  • the remainder of the natural gas 12 continues cooling in the exchange line where it is condensed, then is expanded in a flash valve before being sent in liquid form to the first column.
  • column 2 separates the gas natural in a liquid enriched methane 21 in the bottom of the column and a nitrogen-enriched gas at the top of the column.
  • the gas is used to heat the vaporizer-condenser 5 where it condenses and reflux at the top of the column 2.
  • the bottom liquid cools in a subcooler 4 and is expanded to be sent to an intermediate level of the second column 3.
  • An intermediate liquid 23 of the first column 2 is subcooled, expanded and sent to the top of the second column 3.
  • the waste nitrogen 18 is withdrawn at the top of the column and is heated in the exchangers 4.1.
  • Incondensable gases enriched in helium and nitrogen 17 leave the vaporizer 5 and heat up in the exchangers 4.1.
  • the methane-enriched liquid 13 of the second column 3 is withdrawn in the tank, pumped at high pressure by means of the pump 6, subcooled and then divided as flow 14 into three fractions.
  • a fraction 15A vaporizes in the exchange line 1 at the outlet pressure of the pump 6.
  • the fractions 15, 15B are expanded at different pressures from each other by valves and each vaporizes in the line exchange at a different vaporization pressure.
  • the fraction 15 leaves the exchange line as the gas flow 16.
  • the liquid 14 is divided in the same manner but the liquid 15 vaporizes in the exchange line 1, leaves it, is compressed in a cold in a CBP booster before being returned to the exchange line 1 to continue its warming.
  • This booster CBP values the energy of the turbine 7.
  • the liquids produced by the division of the liquid 14 vaporize in the same way as in the Figure 1 .
  • the nitrogen-enriched gas from the top of the first column 2 is compressed to a pressure of 17 to 30 bara in a cold booster CB1 having an inlet temperature generally below -150 ° C.
  • the compressed nitrogen serves to heat the vaporizer 5 where it condenses into a fluid 27 is expanded in a valve and returned to the top of the column 2.
  • the first and second columns can be replaced by a single column.
  • Natural gas to be treated 10 Natural gas to be treated, 11 Natural gas to be treated to turbine, 12 Natural gas to treat to expansion, 13 Low pressure liquid methane, 14 High pressure liquid methane, 15 Medium pressure liquid methane, 16 Medium pressure methane gas, 17 Mixture of nitrogen and helium, 18 Residual nitrogen.

Description

  • La présente invention s'applique aux procédés de déazotation de gaz naturel avec ou sans récupération d'hélium conformément au préambule de la revendication 1 et connu du document US-A-4 758 258 . Les gisements de gaz naturel exploités contiennent de plus en plus d'azote. Ceci s'explique notamment par l'épuisement et la raréfaction des champs suffisamment riches pour qu'aucun traitement d'enrichissement ne soit nécessaire avant la commercialisation du gaz.
  • Il est fréquent que ces sources de gaz naturel contiennent également de l'hélium. Celui-ci peut être valorisé en effectuant une pré-concentration, avant traitement final et liquéfaction.
  • Les ressources non conventionnelles telles que les gaz de schiste, ont aussi la même problématique : pour les rendre commercialisable, il peut s'avérer nécessaire d'augmenter leur pouvoir calorifique au moyen d'un prétraitement qui consiste à déazoter le gaz brut.
  • US-A -4778498 décrit une double colonne utilisée pour une déazotation de gaz naturel.
  • Il est connu de «Nitrogen Removal from Natural Gas » de M. Streich donnée à l'ICR12 à Madrid en 1967 d'utiliser une turbine pour détendre le gaz naturel à séparer dans une double colonne de déazotation.
  • Les unités de déazotation de gaz naturel traitent en général des gaz qui proviennent directement des puits à une pression élevée. Après déazotation le gaz traité doit être remis au réseau, souvent à une pression proche de sa pression d'entrée.
  • La déazotation de gaz naturel, dans la majeure partie des cas, fait appel à des techniques de distillation cryogénique qui ont lieu à des pressions plus basses que les pressions des sources. Par exemple, les sources peuvent être à des pressions de l'ordre de 60 à 80 bara, alors que la séparation cryogénique s'effectue à des pressions variant de 30 bara à une pression légèrement supérieure à la pression atmosphérique. Généralement, le gaz naturel épuré en azote est produit à basse pression et doit être pompé et/ou comprimé pour être introduit dans le réseau.
  • Afin d'adapter les bilans thermiques et énergétiques et de minimiser les coûts opératoires de l'unité, le gaz naturel épuré en azote peut être produit à différents niveaux de pression en sortie de boite froide. Les différents flux sont ensuite comprimés par compression externe jusqu'à atteindre la pression désirée.
  • De plus, la distillation à des pressions supérieures à 12 bara n'est généralement pas bien adaptée à l'utilisation de garnissages structurés à cause des phénomènes de « lessiveuse », liés au rapprochement des densités gaz et liquide transitant par les colonnes, ce qui impose l'utilisation de plateaux pour ces niveaux de pressions.
  • L'invention consiste à valoriser la détente du gaz naturel dans les différentes turbines du procédé, en l'utilisant pour effectuer de la compression froide. Selon une alternative non couverte par l'invention il peut s'agir de la compression de produit (typiquement du gaz naturel épuré en azote). Conformément à l'invention il s'agit de la compression d'un gaz enrichi en azote provenant d'une colonne du système de colonne. Par exemple, la compression du gaz en tête de colonne haute pression d'un procédé à double colonne permet de diminuer la pression de cette colonne.
  • Un tel procédé peut notamment permettre de :
    • Améliorer les coûts opératoires en optimisant la consommation énergétique ;
    • Réduire l'investissement ;
    • Améliorer la distillation ;
    • Le cas échéant, améliorer le rendement d'extraction de l'hélium.
  • Selon un objet de l'invention, il est prévu un procédé de déazotation de gaz naturel par distillation selon la revendication 1.
  • Selon d'autres objets facultatifs :
    • une deuxième partie du gaz naturel se condense au moins partiellement et est envoyée sous forme au moins partiellement condensée à une colonne du système de colonnes.
    • le liquide enrichi en méthane soutiré d'une colonne du système est totalement ou partiellement pompé à un ou différents niveau(x) de pression avant d'être vaporisé dans la ligne d'échange.
    • le liquide enrichi en méthane, préalablement pompé, est divisé en au moins deux fractions, dont au moins une est détendue dans une vanne avant de se vaporiser dans la ligne d'échange.
    • le système comprend une première colonne opérant à une première pression, une deuxième colonne opérant à une deuxième pression plus basse que la première pression, la deuxième colonne étant reliée thermiquement à la première colonne, le gaz naturel étant envoyé à la première colonne pour produire un liquide de cuve et un gaz de tête, au moins une partie du liquide de cuve est envoyé à la deuxième colonne, au moins une partie du gaz de tête servant à chauffer la cuve de la deuxième colonne, le gaz enrichi en azote est soutiré de la tête de la deuxième colonne et le liquide enrichi en méthane est soutiré de la cuve de la deuxième colonne et le gaz détendu dans la turbine est envoyé à la première colonne sous forme gazeuse.
    • un liquide intermédiaire de la première colonne est détendu et envoyé à la deuxième colonne à un niveau intermédiaire ou en tête de celle-ci.
    • entre 1 et 80%du gaz à séparer, de préférence entre 5 et 55%, voire entre 25 et 35% du gaz à séparer, est détendue sous forme gazeuse dans la turbine de détente
    • l'au moins une partie du gaz naturel refroidie dans l'échangeur de chaleur et envoyée à la turbine reste gazeuse pendant son refroidissement en amont de la turbine.
    • la partie de gaz naturel destinée à la turbine est soutirée à un niveau intermédiaire de l'échangeur de chaleur.
    • la deuxième partie de gaz naturel se refroidit jusqu'au bout froid de l'échangeur de chaleur.
  • L'invention sera décrite de manière plus détaillée en se référant aux figures 1 à 3 parmi lesquelles seule la figure 3 illustre un procédé selon l'invention. Dans tous les cas, le procédé s'effectue dans une boîte froide isolée qui contient une ligne d'échange 1 et une double colonne 2,3 comprenant une première colonne 2 opérant à entre 10 et 30 bara et une deuxième colonne 3 opérant à entre 0,8 et 3 bara. La première colonne 2 est reliée thermiquement à la deuxième colonne 3 au moyen d'un vaporiseur-condenseur 5. La ligne d'échange comprend au moins un échangeur de chaleur, de préférence en aluminium brasé à plaques et à ailettes.
  • Dans toutes les figures, le gaz naturel 10, qui est généralement à une pression supérieure à 35 bara, se refroidit dans la ligne d'échange 1. A une température intermédiaire de celle-ci, une partie 11 du gaz naturel, représentant entre 1 et 80% du gaz à séparer, de préférence entre 5 et 55%, voire entre 25 et 35% du gaz à séparer, est soutiré de la ligne d'échange 1 et est détendue sous forme gazeuse dans une turbine de détente 7 qui produit un fluide qui est envoyé en cuve de la première colonne pour s'y séparer. Le reste du gaz naturel 12 poursuit son refroidissement dans la ligne d'échange où il est condensé, puis est détendu dans une vanne de détente avant d'être envoyé sous forme liquide à la première colonne. Alimentée par ces deux fluides, la colonne 2 sépare le gaz naturel en un liquide enrichi en méthane 21 en cuve de colonne et un gaz enrichi en azote en tête de colonne. Le gaz sert à réchauffer le vaporiseur-condenseur 5 où il se condense et assure le reflux en tête de la colonne 2. Le liquide de cuve se refroidit dans un sous-refroidisseur 4 et est détendu pour être envoyé à un niveau intermédiaire de la deuxième colonne 3. Un liquide intermédiaire 23 de la première colonne 2 est sous-refroidi, détendu et envoyé en tête de la deuxième colonne 3. L'azote résiduaire 18 est soutiré en tête de la colonne et se réchauffe dans les échangeurs 4,1.
  • Des gaz incondensables enrichis en hélium et azote 17 sortent du vaporiseur 5 et se réchauffent dans les échangeurs 4,1.
  • Dans la Figure 1, le liquide 13 enrichi en méthane de la deuxième colonne 3 est soutiré en cuve, pompé à haute pression au moyen de la pompe 6, sous-refroidi et puis divisé comme débit 14 en trois fractions. Une fraction 15A se vaporise dans la ligne d'échange 1 à la pression de sortie de la pompe 6. Les fractions 15,15B sont détendues à des pressions différentes l'une de l'autre par des vannes et chacune se vaporise dans la ligne d'échange à une pression de vaporisation différente. La fraction 15 sort de la ligne d'échange comme débit gazeux 16.
  • Dans la Figure 2, le liquide 14 est divisé de la même manière mais le liquide 15 se vaporise dans la ligne d'échange 1, sort de celle-ci, est comprimé à froid dans un surpresseur CBP avant d'être renvoyé dans la ligne d'échange 1 pour poursuivre son réchauffement. Ce surpresseur CBP valorise l'énergie de la turbine 7.
  • Dans la Figure 3, qui illustre un procédé selon l'invention, les liquides produits par la division du liquide 14 se vaporisent de la même manière que dans la Figure 1. Par contre le gaz enrichi en azote 25 de la tête de la première colonne 2 est comprimé jusqu'à une pression de 17 à 30 bara dans un surpresseur froid CB1 ayant une température d'entrée généralement inférieure à -150°C. L'azote comprimé sert à chauffer le vaporiseur 5 où il se condense en un fluide 27 est détendu dans une vanne et renvoyé en tête de la colonne 2.
  • Les première et deuxième colonnes peuvent être remplacées par une simple colonne.
    • Equipements:
  • 1 Ligne d'échange principal, 2 Première colonne, haute pression, 3 Deuxième colonne, basse pression 4 Sous-refroidisseur, 5 Vaporiseur condenseur, 6 Pompe de méthane, 7 Turbine de détente. CBP Surpresseur froid de production ; CBI Supresseur froid de fluide interne
    • Fluides:
  • 10 Gaz naturel à traiter, 11 Gaz naturel à traiter vers turbine, 12 Gaz naturel à traiter vers détente, 13 Méthane liquide basse pression , 14 Méthane liquide haute pression, 15 Méthane liquide moyenne pression, 16 Méthane gazeux moyenne pression, 17 Mixture d'azote et d' hélium, 18 Azote résiduaire.

Claims (9)

  1. Procédé de déazotation de gaz naturel par distillation dans lequel :
    i) du gaz naturel (11,12) refroidi dans une ligne d'échange (1) est séparé dans un système de colonnes comprenant au moins deux colonnes (2,3),
    ii) un gaz enrichi en azote (18) est soutiré d'une colonne (3) du système de colonnes et se réchauffe dans la ligne d'échange,
    iii) un liquide enrichi en méthane (13) est soutiré d'une colonne (3) du système de colonnes, pressurisé et vaporisé dans la ligne d'échange à au moins une pression de vaporisation et au moins une partie du gaz naturel refroidie se détend sous forme gazeuse dans une turbine (7) et est envoyée à une colonne (2) du système de colonnes sous forme gazeuse caractérisé en ce que le liquide enrichi en méthane est vaporisé dans la ligne d'échange à au moins deux pressions de vaporisation, voire trois et caractérisé en ce que l'énergie fournie par la turbine (7) est valorisée dans au moins un compresseur (CBI, CBP) qui comprime un gaz du procédé, le compresseur ayant une température d'entrée inférieure à la température ambiante, voire inférieure à -150°C, le compresseur (CBI, CBP) étant directement entraîné par la turbine (7) et le gaz du procédé étant un gaz enrichi en azote (25) provenant d'une colonne (2) du système de colonne qui est comprimé dans le compresseur (CB1) et ensuite sert à chauffer la cuve d'une autre colonne (3) du système.
  2. Procédé selon la revendication 1 dans lequel une deuxième partie (12) du gaz naturel se condense au moins partiellement et est envoyée sous forme au moins partiellement condensée à une colonne (2) du système de colonnes.
  3. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel le liquide enrichi en méthane (13) soutiré d'une colonne (3) du système est totalement ou partiellement pompé à un ou différents niveau(x) de pression avant d'être vaporisé dans la ligne d'échange (1).
  4. Procédé selon la revendication 3 dans lequel le liquide enrichi en méthane (13), préalablement pompé, est divisé en au moins deux fractions (15, 15A, 15B), dont au moins une est détendue dans une vanne avant de se vaporiser dans la ligne d'échange.
  5. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel le système comprend une première colonne opérant à une première pression (2), une deuxième colonne (3) opérant à une deuxième pression plus basse que la première pression, la deuxième colonne étant reliée thermiquement à la première colonne, le gaz naturel (11,12) étant envoyé à la première colonne pour produire un liquide de cuve (13) et un gaz de tête (18), au moins une partie du liquide enrichi de cuve est envoyé à la deuxième colonne, au moins une partie du gaz de tête servant à chauffer la cuve de la deuxième colonne, le gaz enrichi en azote (18) est soutiré de la tête de la deuxième colonne et le liquide enrichi en méthane est soutiré de la cuve de la deuxième colonne et le gaz détendu dans la turbine (7) est envoyé à la première colonne sous forme gazeuse.
  6. Procédé selon la revendication 5 dans lequel un liquide intermédiaire (23) de la première colonne (2) est détendu et envoyé à la deuxième colonne (3) à un niveau intermédiaire ou en tête de celle-ci.
  7. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel l'au moins une partie du gaz naturel refroidie dans l'échangeur de chaleur et envoyée à la turbine reste gazeuse pendant son refroidissement en amont de la turbine.
  8. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel la partie de gaz naturel (11) destinée à la turbine est soutirée à un niveau intermédiaire de l'échangeur de chaleur.
  9. Procédé selon la revendication 8 dans lequel la deuxième partie de gaz naturel se refroidit jusqu'au bout froid de l'échangeur de chaleur.
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