ES2318587T3 - Procedimiento e instalacion para la produccion de gas natural tratado, de una fracci0n rica en hidrocarburos de c3+ y de una corriente rica en etano. - Google Patents

Procedimiento e instalacion para la produccion de gas natural tratado, de una fracci0n rica en hidrocarburos de c3+ y de una corriente rica en etano. Download PDF

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Abstract

Procedimiento para la producción simultanea de gas natural tratado (15), de una fracción (17) rica en hidrocarburos de C3+ y, al menos en determinadas condiciones de producción, de una corriente (19) rica en etano, a partir de un gas natural de origen (13) que comprende metano, etano e hidrocarburos de C 3+, comprendiendo dicho procedimiento las siguientes etapas: - se enfría y se condensa parcialmente el gas natural de salida (13); - se separa el gas natural enfriado (113) en una corriente líquida (117) y una corriente gaseosa (115); - se expande y se introduce la corriente líquida (117) en una columna (35) de recuperación de los hidrocarburos de C2+ en un primer nivel intermedio (N1); - se separa la corriente gaseosa (115) en una corriente de alimentación de la referida columna (121) y una corriente de reflujo (123); - se expande la corriente de alimentación (121) en una turbina (29) y después se la introduce en la columna (35) en un segundo nivel intermedio (N2); - se enfría y se condensa al menos parcialmente la corriente de reflujo (123) y, después de una expansión, se la introduce en la columna (35) en un tercer nivel intermedio (N3); - se recupera la corriente de cabeza (131) de la columna (35) para constituir el gas natural tratado (15) y se recupera la corriente de base (171) de la columna (35) para constituir una corriente líquida rica en hidrocarburos de C2+; - se introduce la referida corriente de base (171) en un nivel de alimentación (P1) de una columna de fraccionamiento (61) provista de un condensador de cabeza (63), comprendiendo este condensador de cabeza un matraz separador que produce una fracción líquida (187), produciendo en su cabeza la columna de fraccionamiento (61) la corriente rica en etano (19) y en su base la referida fracción de hidrocarburos de C3+ (17); y - se introduce una corriente de reflujo primaria (189) producida en el condensador de cabeza (63) en reflujo en la columna de fraccionamiento (61); caracterizado porque para unos porcentajes de extracción de etano inferiores a un límite predeterminado, se produce al menos una corriente de reflujo secundaria (191) a partir del referido condensador de cabeza (63) por separación de la fracción líquida (187) en una corriente de reflujo primaria (189) y una corriente de reflujo secundaria (191); y porque se extrae la corriente rica en etano (19) a partir de un nivel intermedio (P2) de la columna de fraccionamiento (61) situada por encima del indicado nivel de alimentación (P1) de esta misma columna (61); y porque se introduce en reflujo la expresada corriente de reflujo secundaria (191) producida por la separación de la fracción líquida en la cabeza de la columna de recuperación (35).

Description

Procedimiento e instalación para la producción de gas natural tratado, de una fracción rica en hidrocarburos de C_{3}+ y de una corriente rica en etano.
La presente invención hace referencia a un procedimiento para la producción simultánea de gas natural tratado, de una fracción rica en hidrocarburos de C_{3}+ y, al menos en determinadas condiciones de producción, de una corriente rica en etano, a partir de un gas natural de origen que comprende metano, etano e hidrocarburos de C_{3}+, según el preámbulo de la reivindicación 1.
Un procedimiento de este tipo aparece descrito, por ejemplo, en el documento US 2003/0029190 o en el documento WO 03/100334.
El procedimiento que constituye objeto de la presente invención se aplica a las instalaciones destinadas a producir, a partir de un gas natural extraído del subsuelo, un gas natural tratado, eventualmente destinado a ser licuado, una fracción de hidrocarburos de C_{3}+ y una corriente rica en etano de caudal variable.
A través del artículo "Next Ganeration Processes for NGULPG Recovery" de WILKINSON y otros, presentado en la "77th Convention of the Gas Processor Association", Dallas, USA, el 16 de marzo de 1998 y en la "GPA Europe Annual Conference", Roma, Italia, el 25 de septiembre del 2002, es ya conocido procedimiento del expresado tipo, designado con el término inglés "Gas Subcooled Process" (GSP).
El procedimiento del indicado tipo ha sido optimizado para extraer simultáneamente casi la totalidad de hidrocarburos de C_{3}+ presentes en el gas natural de origen, y una elevada proporción de etano de este mismo gas. De esta manera, cuando el porcentaje de extracción de etano es de al menos un 70%, el porcentaje de extracción de propano se aproxima a un 99%.
Tal como es bien conocido, el término "porcentaje de extracción" designa la relación de la diferencia entre el caudal molar de un constitutivo en el gas natural de salida y el caudal molar del constituyente en el gas natural tratado que se haya producido, con respecto al caudal molar del constituyente en el gas natural de salida.
Un procedimiento como el indicado no resulta totalmente satisfactorio. En efecto, la demanda de etano en el mercado es sumamente fluctuante, mientras que la demanda de fracciones de hidrocarburos en C_{3}+ permanece relativamente constante y se halla bien valorada. Como consecuencia, resulta en ocasiones necesario disminuir la producción de etano en el procedimiento, reduciendo el porcentaje de extracción de este componente en la columna de recuperación. En este caso, disminuye igualmente el porcentaje de extracción de hidrocarburos de C_{3}+, lo que hace disminuir la rentabilidad de la instalación.
Para atenuar el indicado problema, en el artículo precitado (véanse las figuras 15 y 16) se propone añadir a la instalación existente una unidad secundaria optimizada para la producción de hidrocarburos de C_{3}+ cuando la extracción de etano es débil o nula. En tal caso, el operador de la instalación envía selectivamente, en función de la cantidad de etano requerida, el gas natural de origen hacia la unidad optimizada para la obtención de porcentajes elevados de extracción de etano o hacia la unidad optimizada para la obtención de porcentajes de extracción de etano reducidos o nulos. Como consecuencia, el procedimiento es costoso y complejo de poner en práctica, especialmente como consecuencia de los costos de mantenimiento de la instalación a través de la que debe ser puesto en práctica.
Un objetivo de la presente invención estriba en proporcionar un procedimiento del tipo al que se ha hecho referencia que, a través de unos medios simples y poco costosos, permite extraer sensiblemente la totalidad de los hidrocarburos de C_{3}+ de una corriente de gas natural de salida, sea cual sea la cantidad de etano producida a través del procedimiento.
Al indicado efecto, la invención tiene por objeto un procedimiento según la reivindicación 1.
El procedimiento que constituye objeto de la invención puede comprender una o varias de las características que se definan en las reivindicaciones 2 a 8.
La invención tiene además por objeto una instalación según la reivindicación 9.
La instalación de acuerdo con la invención puede comprender una o varias de las características que constituyen objeto de las reivindicaciones 10 a 15.
Se describirán ahora unos ejemplos de puesta en práctica de la invención haciendo referencia a la Figura única anexa, en la que se ha representado un esquema sinóptico funcional de una instalación de acuerdo con la invención.
La instalación 11 que se ha representado en la indicada figura se destina a la producción simultánea, a partir de una fuente 13 de suministro de un gas natural de salida, desulfurado, seco y al menos parcialmente descarbonatado, de un gas natural tratado 15 como producto principal, de una fracción 17 de hidrocarburos de C_{3}+, y de una corriente 19, rica en etano, de caudal regulable.
El término "al menos parcialmente descarbonatado" significa que el contenido en dióxido de carbono en el gas de salida 13 es ventajosamente inferior o igual a 50 ppm mientras que el gas natural tratado 15 debe estar licuado. Este contenido es ventajosamente inferior al 3% cuando el gas natural tratado 15 es directamente enviado a una red de distribución de gas.
La indicada instalación 11 comprende una unidad 21 de recuperación de los hidrocarburos de C_{2}+, y una unidad 23 de fraccionamiento de los hidrocarburos de C_{2}+.
En todo cuanto sigue, se designara con una misma referencia un flujo de líquido y el conducto a lo largo del que el mismo circula, las presiones consideradas son presiones absolutas y los porcentajes considerados son porcentajes molares.
La unidad 21 de recuperación de hidrocarburos de C_{2}+ comprende sucesivamente, a continuación de la fuente 13, un primer intercambiador de calor 25, un primer matraz separador 27, una turbina 29 acoplada a un primer compresor 31, un primer intercambiador de calor 33 de cabeza, y una columna 35 de recuperación provista de un rebullidor lateral 37 superior, de un rebullidor lateral 39 inferior y de un rebullidor de fondo 41.
La unidad 21 comprende además un segundo compresor 43 arrastrado por una fuente de energía externa y un primer refrigerante 45. La unidad 21 comprende igualmente una bomba 47 de fondo de columna.
La unidad de fraccionamiento 23 comprende una columna de fraccionamiento 61. Esta columna 61 comporta en su cabeza un condensador de cabeza 63, y en su pie un rehervidor 66.
El condensador de cabeza 63 comprende un segundo refrigerante 67 y un segundo matraz separador 69 asociado a una bomba de reflujo 71 y a un segundo intercambiador de cabeza 73 de la columna 35.
Se describirá ahora a continuación un ejemplo de puesta en práctica del procedimiento que constituye objeto de la invención.
La composición molar inicial del flujo 13 de gas natural de salida, desulfurado, seco, y al menos parcialmente descarbonatado, figura en el cuadro 1 que se inserta a continuación.
CUADRO 1
1
El gas inicial 13 queda separado en una corriente principal 101 y una corriente secundaria 103. La relación entre el caudal de la corriente secundaria 103 y el caudal del gas de origen 13 se halla comprendida, por ejemplo, entre un 20 y un 40%.
La corriente principal 101 es enfriada en el primer intercambiador de calor 25 para formar una corriente de gas enfriado 105. La corriente secundaria 103 es enfriada sucesivamente en los respectivos intercambiadores de calor 107, 109 de los rehervidores laterales inferior 39 y superior 37, para formar una corriente secundaria enfriada 111 que es mezclada con la corriente principal enfriada 105.
La mezcla 113 obtenida es introducida en el matraz separador 27 en el que se lleva a cabo una separación entre una fase gaseosa 115 y una fase líquida 117. Después de su paso a través de una válvula de retención 119, la fase líquida 117 forma una fase líquida expandida 120 que es introducida en un primer nivel intermedio N1 de la columna de recuperación 35 situada en la región superior de la columna, por encima de los rehervidores laterales 37 y 39. Por "un nivel intermedio" debe entenderse un lugar que comporta medios de destilación por encima y por debajo de este nivel.
La fracción gaseosa 115 es separada en una corriente de alimentación 121 y una corriente de reflujo 123. La corriente de alimentación 121 es expandida en la turbina 29 para proporcionar una corriente de alimentación expandida 125, la cual es introducida en la columna de recuperación 35 en un segundo nivel intermedio N2, situado por encima del primer nivel intermedio N1.
La corriente de reflujo 123 es parcialmente condensada en el primer intercambiador de cabeza 33 y es después expandida en una válvula de expansión 127, para constituir una corriente de reflujo expandida 128. Esta corriente 128 es introducida en la columna de recuperación 35 en un tercer nivel intermedio N3 situado por encima del nivel intermedio N2.
La presión de la columna de recuperación 35 puede hallarse comprendida, por ejemplo entre 15 y 40 bars.
La columna de recuperación 35 produce una corriente de cabeza 131 que es separada en una fracción mayoritaria 133 y una fracción minoritaria 135. La fracción mayoritaria 133 es recalentada en el primer intercambiador de cabeza 33 por intercambio térmico con la corriente de reflujo 123 para constituir una fracción mayoritaria recalentada 137. La relación entre los caudales de la fracción minoritaria 135 y la fracción mayoritaria 133 puede ser, por ejemplo, inferior a un 20%.
La fracción minoritaria 135 es recalentada en el segundo intercambiador de cabeza 73 para constituir una fracción recalentada 136. Esta fracción 136 es mezclada con la fracción mayoritaria recalentada 137 para constituir una corriente de gas tratado recalentado 139.
La expresada corriente 139 es recalentada de nuevo en el primer intercambiador de calor 25 por intercambio térmico con la corriente principal 101 del gas natural pretratado.
Seguidamente, el gas natural tratado recalentado 139 es comprimido en el primer compresor 31, y después en el segundo compresor 43, y es enfriado en el primer refrigerador 45 para constituir el gas natural tratado 15.
El gas tratado 15 contiene un 0,0755 por ciento molar de hidrógeno, un 0,0049% de dióxido de carbono, un 1,2735% molar de nitrógeno, un 90,8511% molar de metano, un 7,7717% molar de hidrocarburos de C_{2}, un 0,0232% molar de hidrocarburos de C_{3} y un contenido en hidrocarburos de C_{4} inferior a 1 ppm. Este gas tratado comprende un contenido en hidrocarburos de C_{6}+ inferior 1 ppm, un contenido en agua inferior a 1 ppm, ventajosamente inferior a 0,1 ppm, un contenido en dióxido de azufre inferior a 4 ppm y un contenido en dióxido de carbono inferior a 50 ppm. Consecuentemente, el gas tratado 15 puede ser directamente remitido a un tren de licuafacción para producir gas natural licuado.
De la columna 35 se extraen unas corrientes de rehervido 163, 161 que son introducida en la columna 35 después de su recalentamiento en los respectivos intercambiadores 109, 107 de los rehervidores superior e inferior 37 y 39, por intercambio térmico con la corriente minoritaria 111 del gas natural de entrada.
Se extrae una corriente de rehervido de fondo 165 en las proximidades del pie de la columna 35. Esta corriente 165 pasa a través de un intercambiador de calor de fondo 167 en el que es recalentada por intercambio térmico con una corriente de recalentamiento 169 a una temperatura regulable. Seguidamente, la corriente de rehervido recalentada es reintroducida en la columna 35.
Del pie de la columna de fraccionamiento 35 se extrae una corriente de fondo 171 rica en hidrocarburos de C_{2}+, para constituir una fracción de hidrocarburos de C_{2}+.
La corriente de fondo 171 es bombeada por la boba de fondo de la cubeta 47 y es introducida a un nivel intermedio P1 de la columna de fraccionamiento 61.
En el ejemplo que se ha representado, la columna de fraccionamiento 61 opera a una presión comprendida entre 20 y 42 bars. En este ejemplo, la presión de la columna de fraccionamiento 61 supera en al menos 1 bar a la presión de la columna de recuperación 35.
\newpage
De la columna de fraccionamiento 61 se extrae una corriente de pie 181 para constituir la fracción 17 de hidrocarburos de C_{3}+.
El porcentaje de extracción de hidrocarburos de C_{3}+ en el procedimiento es superior a un 99%. En cualquier caso, el porcentaje de extracción de propano es superior a un 99% y el porcentaje de extracción de hidrocarburos de C_{4}+ resulta superior al 99,8%.
La relación molar entre el etano y el propano en la fracción 17 es inferior al 2%, siendo en especial sensiblemente igual a 0,5%.
La corriente rica en etano 19 es extraída directamente a un nivel intermedio P2 situado en la región superior de la columna de fraccionamiento 61.
La expresada corriente comprende un 0,57% de metano, un 97,4% de etano, un 2% de propano y 108 ppm de dióxido de carbono.
El número de niveles teóricos entre la cabeza de la columna 61 y el nivel superior P2 se halla, por ejemplo, comprendido entre 1 y 7. El nivel P2 es superior al nivel de alimentación P1.
El contenido en metano y en propano en la corriente de fondo 171 y, consecuentemente, en la corriente de 19, se halla regulada especialmente por la temperatura de la corriente de recalentamiento 169 del rehervidor de fondo. Estos contenidos serán preferentemente inferiores a un 1% y a un 2%.
De la cabeza de la columna 61 se extrae una corriente de cabeza 183 que es seguidamente enfriada en el segundo refrigerador 67 para constituir una corriente de cabeza 185 enfriada y condensada al menos parcialmente. Esta corriente 185 es introducida en el segundo matraz separador 69 para producir una fracción líquida 187.
La fracción líquida 187 es entonces separada en una corriente primaria de reflujo 189 y una corriente secundaria 191.
La corriente primaria de reflujo 189 es bombeada para ser introducida como reflujo en la columna de fraccionamiento 35, a un nivel de cabeza P3 situado por encima del nivel P2.
La corriente de reflujo secundaria 191 se introduce en el segundo intercambiador de cabeza 73, en la que es enfriada por intercambio térmico con la corriente 185 y es después expandida en una válvula 193 y es introducida a reflujo a nivel de la cabeza N4 de la columna de recuperación 35.
La corriente 191 contiene un 1,64% de metano, un 97,75% de metano, un 0,59 de propano y 216 ppm de dióxido de carbono.
El porcentaje de extracción de etano, y consecuentemente el caudal de etano producido en la instalación 11, puede gobernarse mediante la regulación del caudal de la corriente de reflujo secundario 191 que circula a través de la válvula de expansión 193, por una parte, y regulando la presión en la columna de recuperación 35, por medio de los compresores 43 y 31 que pertenecen al tipo de velocidad variable, por otra parte.
Tal como muestra el cuadro 2 que figura a continuación, el caudal de corriente rica en etano puede regularse, practicamente sin que ello afecte al porcentaje de extracción de los hidrocarburos de C_{3}+.
En consecuencia, el procedimiento que constituye objeto de la invención, a través de unos medios simples y poco costosos, permite obtener un caudal variable y fácilmente regulable de una corriente rica en etano 19 extraída del gas natural de inicio 13, y ello manteniendo un porcentaje de extracción de propano superior a un 99%. Este resultado se obtiene sin ninguna modificación importante de la instalación mediante la que se pone en practica el procedimiento.
\newpage
CUADRO 2
2
Los valores de las presiones, de las temperaturas y de los caudales en el caso en que los porcentajes de recuperación de etano es igual a un 29,33% se cían en el cuadro 3 que se inserta a continuación.
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CUADRO 3
3
La composición de la corriente de reflujo secundaria 191, mas rica en metano que la corriente de etano 19 extraída de la columna de fraccionamiento 61, permite especialmente obtener este resultado.
Además, cuando el caudal de la corriente rica en etano 19 resulta reducido, la potencia total de compresión resulta igualmente reducida de una manera muy notable.
Por otra parte, la recuperación de calorías en el seno de los intercambiadores de calor 107, 109 de los rehervidores laterales 37, 39 de la columna de recuperación 35 se captan de una manera autónoma, sin que resulte necesario regular los caudales de fluido que pasan a través de estos intercambiadores, y ello sean cuales sean los caudales de corriente rica en etano 19 que en cada caso se produzca.
La instalación 11 que constituye objeto de la invención, por otra parte, no requiere la utilización imperativa de intercambiadores multiflujo. En estas condiciones, resulta posible utilizar únicamente intercambiadores con tubos y calandra, lo que aumenta el grado de fiabilidad de la instalación y significa disminuir los riesgos de taponamientos.
El gas natural 15 sometido a tratamiento comporta unos contenidos sensiblemente nulos en hidrocarburos de C_{5}+, por ejemplo, interiores a 1 ppm. Como consecuencia, si el contenido en dióxido de carbono en el gas sometido a tratamiento 13 es interior a 50 ppm, este gas 15 puede ser licuado sin ningún tratamiento o fraccionamiento complementarios.
De acuerdo con una primera variante, que se ha representado con trazo discontinuo en la Figura, la corriente de cabeza 183 de la columna de fraccionamiento no queda totalmente condensada en el refrigerante 67. El flujo gaseoso 201 procedente del matraz separador 69 es en este caso mezclado con la corriente secundaria de reflujo 191, antes de su paso a través del segundo intercambiador de cabeza 73.
De acuerdo con otra variante de realización (no representada), cuando la presión del gas natural de inicio es muy elevada, por ejemplo, cuando es superior a 100 bars, la presión en la columna de recuperación 35 es superior a la presión en la columna de fraccionamiento 61. En este caso, la corriente de rondo 171 de la columna de recuperación 35 es conducida nacía la columna de fraccionamiento 61 a través de una válvula de expansión. Por otra parte, la corriente de reflujo secundaria 191 debe en este caso ser bombeada hacia la cabeza de la columna de recuperación 35.
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Referencias citadas en la descripción
Esta lista de referencias citadas por el solicitante se dirige exclusivamente a ayudar al lector y no forma parte del documento de patente europea. Incluso si en su concepción se ha observado el máximo cuidado, no pueden excluirse errores u omisiones y la OEB declina cualquier responsabilidad en este sentido.
Documentos de patente citados en la descripción
\bullet US 20030029190 A [0002]
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Claims (15)

1. Procedimiento para la producción simultanea de gas natural tratado (15), de una fracción (17) rica en hidrocarburos de C_{3}+ y, al menos en determinadas condiciones de producción, de una corriente (19) rica en etano, a partir de un gas natural de origen (13) que comprende metano, etano e hidrocarburos de C_{3}+, comprendiendo dicho procedimiento las siguientes etapas:
-
se enfría y se condensa parcialmente el gas natural de salida (13);
-
se separa el gas natural enfriado (113) en una corriente líquida (117) y una corriente gaseosa (115);
-
se expande y se introduce la corriente líquida (117) en una columna (35) de recuperación de los hidrocarburos de C_{2}+ en un primer nivel intermedio (N1);
-
se separa la corriente gaseosa (115) en una corriente de alimentación de la referida columna (121) y una corriente de reflujo (123);
-
se expande la corriente de alimentación (121) en una turbina (29) y después se la introduce en la columna (35) en un segundo nivel intermedio (N2);
-
se enfría y se condensa al menos parcialmente la corriente de reflujo (123) y, después de una expansión, se la introduce en la columna (35) en un tercer nivel intermedio (N3);
-
se recupera la corriente de cabeza (131) de la columna (35) para constituir el gas natural tratado (15) y se recupera la corriente de base (171) de la columna (35) para constituir una corriente líquida rica en hidrocarburos de C_{2}+;
-
se introduce la referida corriente de base (171) en un nivel de alimentación (P1) de una columna de fraccionamiento (61) provista de un condensador de cabeza (63), comprendiendo este condensador de cabeza un matraz separador que produce una fracción líquida (187), produciendo en su cabeza la columna de fraccionamiento (61) la corriente rica en etano (19) y en su base la referida fracción de hidrocarburos de C_{3}+ (17); y
-
se introduce una corriente de reflujo primaria (189) producida en el condensador de cabeza (63) en reflujo en la columna de fraccionamiento (61);
caracterizado porque para unos porcentajes de extracción de etano inferiores a un límite predeterminado, se produce al menos una corriente de reflujo secundaria (191) a partir del referido condensador de cabeza (63) por separación de la fracción líquida (187) en una corriente de reflujo primaria (189) y una corriente de reflujo secundaria (191);
y porque se extrae la corriente rica en etano (19) a partir de un nivel intermedio (P2) de la columna de fraccionamiento (61) situada por encima del indicado nivel de alimentación (P1) de esta misma columna (61);
y porque se introduce en reflujo la expresada corriente de reflujo secundaria (191) producida por la separación de la fracción líquida en la cabeza de la columna de recuperación (35).
2. Procedimiento según la reivindicación 1, caracterizado porque se gobierna el caudal de la corriente rica en etano (19) mediante la regulación del caudal de la corriente de reflujo secundaria (191) y la regulación de la presión de la columna ce recuperación (35).
3. Procedimiento según la reivindicación 1 ó 2, caracterizado porque la columna de fraccionamiento (61) comporta entre 1 y 7 plataformas teóricas por encima del referido nivel intermedio (P2).
4. Procedimiento según una cualesquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque se enfría la corriente de reflujo secundario (191) por intercambio térmico con al menos una primera parte (135) de la corriente de cabeza (131) de la columna de recuperación.
5. Procedimiento según la reivindicación 4, caracterizado porque se enfría la corriente de reflujo (123) de la columna de recuperación (35) por intercambio térmico con al menos una segunda parte (133) de la corriente de cabeza (131) de la columna de recuperación (35).
6. Procedimiento según una cualesquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque se produce la corriente de reflujo secundario a partir de una mezcla entre una corriente de gas (201) y una corriente de líquido (191) que proviene del condensador de cabeza (63).
\newpage
7. Procedimiento según una cualesquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque se gobierna el contenido máximo en metano y en propano en la corriente rica en etano (18) por medio de un rehervidor de fondo (41) montado sobre la columna de recuperación (35).
8. Procedimiento según una cualesquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque el contenido en hidrocarburos de C_{5}+ en el gas natural tratado (15) es inferior a 1 ppm.
9. Instalación (11) para la producción simultánea de gas natural tratado (15) y de una fracción (17) rica en hidrocarburos de C_{3}+ y, al menos en determinadas condiciones de producción, de una corriente (19) rica en etano, a partir de un gas natural de salida (13) que comprende metano, etano e hidrocarburos de C_{3}+, cuya instalación comprende:
-
unos medios (25) de refrigeración y de condensación parcial del gas natural de salida (13);
-
medios (27) de separación del gas natural enfriado (113) para constituir una corriente líquida (117) y una corriente gaseosa (115);
-
una columna (35) de recuperación de los hidrocarburos de C_{2}+;
-
medios (119) de expansión y de introducción de la corriente líquida (117) en la columna de recuperación (35), desembocando en un primer nivel intermedio (N1) de la columna (35); y
-
medios de separación de la corriente gaseosa (115) para constituir una corriente (125) de alimentación de la columna (35) y una corriente (123) de reflujo;
-
una turbina (29) de expansión de la corriente de alimentación (121) y unos medios de introducción de la corriente (125) procedente de la turbina (29) en un segundo nivel intermedio (N2) de la columna de recuperación (35);
-
medios (33) de enfriamiento y de condensación al menos parcial de la corriente de reflujo (123), que desembocan en los medios de expansión (127) de la corriente de reflujo enfriada;
-
medios para la introducción, en un tercer nivel (N3) de la columna de recuperación (35), de la corriente de reflujo enfriada (128) procedente de los medios de expansión (127) de la corriente de reflujo enfriada;
-
medios (131) de recuperación de la corriente de cabeza de la columna para constituir el gas natural tratado (15);
-
medios (171) de recuperación de la corriente de base de la columna para constituir una corriente líquida rica en hidrocarburos de C_{2}+;
-
una columna (61) de fraccionamiento provista de un condensador de cabeza (63), comprendiendo este condensador un matraz separador que produce una fracción líquida;
-
medios (47) de introducción de la referida corriente de base (171) a un nivel de alimentación (P1) de la columna de fraccionamiento (61);
-
medios de recuperación de la corriente rica en etano (19), situados en la cabeza de la columna de fraccionamiento (61) y medios de recuperación de la expresada fracción de hidrocarburos de C_{3}+ (17) situados en la base de la columna de fraccionamiento (61); y
-
medios (71) de introducción de una corriente primaria de reflujo (189) producida en el condensador de cabeza (63) como reflujo en la columna de fraccionamiento (61);
caracterizado porque la instalación comprende medios de producción, para unos porcentajes de extracción de etano del gas natural inicial inferiores a un determinado nivel, de una corriente (191) de reflujo secundario proveniente del condensador de cabeza (63) por separación de la fracción líquida en la corriente de reflujo primario y en la corriente de reflujo secundario; y porque los medios de recuperación de una corriente rica en etano (19) con conectados a un nivel intermedio (P2) de la columna de fraccionamiento (61) situado por encima del referido nivel de alimentación (P1) de esta columna;
y porque la instalación (11) comprende medios (193) de introducción de la corriente de reflujo secundario (191) producida por separación de la fracción líquida de reflujo en la columna de recuperación (35).
10. Instalación (11) según la reivindicación 9, caracterizado porque comprende medios de gobierno del caudal de la corriente rica en etano comprendiendo medios (193) de regulación del caudal de la corriente de reflujo secundario (191) y medios de regulación (43, 31) de la presión en la columna de recuperación (35).
\newpage
11. Instalación (11) según la reivindicación 9 o 10, caracterizada porque la columna de fraccionamiento (61) comporta entre 1 y 7 plataformas teóricas por encima del referido nivel intermedio (P2).
12. Instalación (11) según una cualesquiera de las reivindicaciones 9 a 11, caracterizada porque comprende medios (73) de refrigeración de la corriente de reflujo secundario (191), que ponen esta corriente (191) en relación de intercambio térmico con al menos una parte (135) de la corriente de cabeza (131) de la columna de recuperación (35).
13. Instalación según la reivindicación 12, caracterizada porque comprende medios (33) de enfriamiento de la corriente de reflujo (123) de la columna de recuperación (35) que ponen esta corriente (123) en relación de intercambio térmico con al menos una parte (133) de la corriente de cabeza (131) de la columna de recuperación.
14. Instalación (11) según una cualesquiera de las reivindicaciones 9 a 13, caracterizada porque los medios de producción de la corriente re reflujo secundario (191) comportan medios para la mezcla de una corriente de gas (201) con una corriente de líquido (191) que proviene del condensador de cabeza (63).
15. Instalación (11) según una cualesquiera de las reivindicaciones 9 a 14, caracterizada porque comprende medios (167, 169) de gobierno del contenido máximo en metano y en propano en la corriente rica en etano (19) comportando un rehervidor de fondo (41) montado sobre la columna de recuperación (35).
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