FR2848121A1

FR2848121A1 - Procede de traitement d'un gaz naturel acide

Info

Publication number: FR2848121A1
Application number: FR0215314A
Authority: FR
Inventors: Eric Lemaire; Fabrice Lecomte
Original assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Current assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date: 2002-12-04
Filing date: 2002-12-04
Publication date: 2004-06-11
Anticipated expiration: 2022-12-04
Also published as: FR2848121B1; US7121115B2; US20040107728A1; CA2452640A1

Abstract

L'invention concerne un procédé de traitement d'un gaz naturel, saturé ou non en eau, comprenant essentiellement des hydrocarbures, une quantité substantielle de sulfure d'hydrogène et éventuellement du dioxyde de carbone. Le procédé de l'invention comprend une étape de condensation de manière à condenser une majeure partie de l'eau, une étape de distillation dans laquelle on récupère un effluent gazeux, appauvri en sulfure d'hydrogène et sensiblement dépourvu d'eau, et une étape de mise en contact dans laquelle on met en contact l'effluent gazeux de l'étape précédente avec un solvant, de manière à obtenir un gaz traité sensiblement dépourvu de sulfure d'hydrogène et, le cas échéant, de dioxyde de carbone.

Description

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L'invention concerne un procédé de traitement d'un gaz naturel, saturé en eau, contenant une quantité substantielle de sulfure d'hydrogène et, éventuellement du dioxyde de carbone et d'autres composés soufrés.

Le traitement des gaz naturels nécessite généralement la mise en oeuvre 5 d'un procédé avec trois étapes successives. La première étape consiste généralement en une réduction de la teneur en gaz acides, tels que le sulfure d'hydrogène et le dioxyde de carbone. Cette première étape, également connue sous le nom d'étape de désacidification, est souvent suivie d'une étape d'élimination de l'eau, ou de déshydratation, et d'une étape consécutive de io récupération des hydrocarbures lourds, ou de dégazolinage.

Le brevet français FR 2 814 378 décrit un procédé de pré-traitement de gaz naturel permettant d'obtenir, à moindre cot, un gaz riche en méthane, appauvri en sulfure d'hydrogène et débarrassé sensiblement de toute l'eau que ledit gaz naturel contenait initialement. Parallèlement, on obtient un liquide aqueux appauvri 15 en hydrocarbures, contenant une grande partie du sulfure d'hydrogène, qui est généralement injecté dans un réservoir souterrain, par exemple un puits de production pétrolier. Ainsi, le procédé décrit dans ce brevet français permet, en une seule étape, d'éliminer ou de réduire significativement l'eau initialement contenue dans le gaz naturel, et ceci, tout en réduisant les teneurs en constituants 20 acides. Le procédé décrit dans ce brevet permet également d'obtenir une phase liquide contenant en majorité du sulfure d'hydrogène qui peut être facilement pressurisée avant d'être injectée dans le puits. Cependant, le procédé du brevet français FR 2 814 378 ne permet pas de réduire la teneur en sulfure d'hydrogène et en dioxyde de carbone, dans le gaz ainsi traité, à un niveau acceptable par 25 rapport aux contraintes commerciales. De ce fait, il est souvent nécessaire de réduire cette teneur en gaz acides par un post-traitement. Les procédés généralement utilisés pour ces post-traitements sont des procédés d'absorption chimiques utilisant, par exemple, des solvants contenant des amines, et ceci, à des températures élevées ou proches de la température ambiante. Ces procédés 30 de post-traitement permettent de réaliser la désacidification du gaz naturel: le solvant chimique absorbe les constituants acides par réaction chimique.

Cependant, ils présentent l'inconvénient de charger en eau le gaz désacidifié en raison de l'utilisation du solvant chimique en solution aqueuse. Ainsi, l'utilisation d'un solvant chimique nécessite de mettre en oeuvre un troisième traitement 5 d'élimination de l'eau contenu dans le gaz désacidifié afin d'éviter la formation d'hydrates. Ce troisième traitement d'élimination de l'eau est souvent, dans l'art antérieur, compliquée et coteuse.

Un des objets de l'invention est de répondre au problème de l'élimination de la quasi-totalité de l'eau initialement contenue dans le gaz naturel ainsi que de 10 réduire, à un niveau commercialement acceptable, la teneur en sulfure d'hydrogène, et éventuellement la teneur en dioxyde de carbone, dans le gaz traité en évitant les inconvénients de l'art antérieur.

Il a donc été trouvé un procédé de traitement d'un gaz naturel pour lequel, 15 dans un premier temps l'eau est éliminée en début de traitement et, dans un deuxième temps, la teneur en sulfure d'hydrogène et, le cas échéant, les teneurs en dioxyde de carbone et/ou en composés soufrés sont réduites à des niveaux acceptables, grâce à une mise en contact avec un solvant physique.

La présente invention concerne donc un procédé de traitement d'un gaz 20 naturel comportant des hydrocarbures, du sulfure d'hydrogène, de l'eau et éventuellement du dioxyde de carbone, dans lequel on effectue les étapes suivantes: a) on refroidit le gaz naturel de manière à condenser de l'eau et à récupérer un effluent gazeux, b) on distille l'effluent gazeux obtenu à l'étape a) de manière à obtenir une phase liquide et une phase gazeuse, et on refroidit ladite phase gazeuse de manière à obtenir un condensat et un effluent gazeux appauvri en sulfure d'hydrogène et en eau, et c) on met en contact au moins une partie de l'effluent gazeux obtenu à 30 l'étape b) avec un premier solvant physique de manière à obtenir un effluent liquide et un gaz traité appauvri en sulfure d'hydrogène et, le cas échéant, en dioxyde de carbone.

Le gaz naturel destiné à être traité par le procédé de l'invention est saturé 5 ou non en eau. Ce gaz naturel est généralement à la pression et à la température du puits de production ou de tout procédé utilisé en amont.

Les hydrocarbures du gaz naturel peuvent être tels qu'au moins 95 % en poids de ses composés aient de un à sept atomes de carbone. Généralement les hydrocarbures comprennent essentiellement des composés ayant de un à deux io atomes de carbone.

Le gaz naturel destiné à être traité comprend une quantité substantielle de sulfure d'hydrogène. Par quantité substantielle on entend généralement entre 5 et 50% en mole, de préférence entre 20 et 45% en mole, en particulier entre 30 et 40% en mole, par exemple 35 % en mole.

Le gaz naturel comprend éventuellement du dioxyde de carbone. La teneur du dioxyde de carbone peut aller de 0 à 40 % en mole, de préférence de 10 à 20 % en mole.

Un gaz naturel peut, en particulier, comprendre de 50 à 70 % en mole de méthane, de 5 à 15% en mole d'éthane, de 0 à 5 % en mole de propane, de 5 à 20 50 % en mole de sulfure d'hydrogène et de 0 à 30% en mole de dioxyde de carbone. A titre d'exemple, le gaz naturel à traiter peut comprendre 56 % en mole de méthane, 0,5 % en mole d'éthane, 0,2 % en mole de propane, 0,03% en mole de butane, 0,25 % en mole d'eau, 10,6 % en mole de dioxyde de carbone, 31,5 % en mole de sulfure d'hydrogène et divers autres composés à l'état de traces.

Lors de l'étape a) du procédé de l'invention, on refroidit le gaz naturel de manière à condenser une majeure partie de l'eau. La zone dans laquelle on refroidit le gaz naturel peut être maintenue à une température allant de 00C à 50'C, de préférence de 200C à 400C.

Suite à l'étape a), le liquide condensé contenant la majeure partie de l'eau 30 peut être introduit dans un puits de production.

L'étape b) du procédé de l'invention réside essentiellement dans une distillation avec un contrôle des conditions thermodynamiques en fonction de la nature du gaz à traiter, et notamment de sa teneur en eau. Ce contrôle permet d'éliminer progressivement l'eau contenue dans le gaz à traiter en évitant ou limitant ainsi la formation d'hydrates.

La distillation de l'étape b) peut être effectuée à une température comprise entre -30 C et 1000C, de préférence entre 00C et 800C et à une pression supérieure à 1 MPa absolu, de préférence allant de 4 à 10 MPa absolu.

La distillation peut être effectuée dans une colonne de distillation ou dans 10 au moins deux ballons, chaque ballon étant sous des conditions thermodynamiques (pression et température) correspondant à un étage théorique d'une colonne de distillation. Le document FR 2 826 371 propose une distillation effectuée dans deux ballons. Une colonne de distillation utilisée à l'étape b) peut être choisie de manière à réduire progressivement la teneur en eau, du bas vers le is haut de la colonne, afin de récupérer, en tête de ladite colonne, un effluent gazeux sensiblement dépourvu d'eau. L'effluent gazeux ainsi récupéré présente avantageusement une teneur en eau qui est inférieure à la limite de formation des hydrates à la température la plus basse des étapes ultérieures du procédé de l'invention. Une colonne de distillation utilisée à l'étape b) peut être réalisée par tout moyen connu de l'homme du métier. Elle peut comporter un certain nombre d'étages théoriques afin d'éliminer l'eau en tête de colonne et de maintenir un gradient de température entre le fond et la tête de la colonne. De préférence, la colonne de l'étape b) comporte de 2 à 10, par exemple 5, étages théoriques. La 25 colonne peut contenir soit des plateaux classiques de distillation, soit un garnissage de type structuré ou non.

L'effluent gazeux de l'étape a), qui est généralement saturé en eau, peut venir alimenter la colonne de distillation de l'étape b) à un niveau suffisamment bas de ladite colonne, c'est à dire à un endroit o la température est suffisamment 30 élevée pour prévenir ou limiter la formation d'hydrates.

La colonne de distillation utilisée à l'étape b) peut avantageusement être équipée d'un rebouilleur, ce qui permet de maintenir une température suffisamment élevée au fond de ladite colonne afin de prévenir ou limiter la formation d'hydrates. La présence de ce rebouilleur permet également de minimiser et de contrôler les pertes en hydrocarbures.

Un liquide comprenant essentiellement de l'eau, du sulfure d'hydrogène et du dioxyde de carbone peut être récupéré lors de la distillation de l'étape b), par exemple au fond de la colonne de distillation. Ce liquide peut être ensuite introduit dans un puits de production. Eventuellement, les calories de ce liquide peuvent 10 être utilisées pour chauffer l'effluent gazeux obtenu à l'étape a), préalablement à la distillation dudit effluent à l'étape b). Le gaz obtenu par distillation lors de l'étape b) peut être refroidi par au moins deux réfrigérations successives. Le condensat obtenu par refroidissement du gaz peut être recyclé en tête de la colonne de distillation. L'effluent gazeux obtenu à l'étape b) peut être à une température allant de - 1000C à 300C, de préférence de -400C à 0C et à une pression supérieure à 1 MPa absolu, de préférence allant de 4 à 10 MPa absolu.

Lors de l'étape c) de mise en contact du procédé de l'invention, on met en contact, au moins en partie, l'effluent gazeux sensiblement dépourvu d'eau obtenu 20 lors de l'étape b) avec un solvant physique.

Ce solvant physique peut être un alcool, par exemple du méthanol.

De préférence, le solvant utilisé à l'étape c) est un solvant aqueux ayant une teneur en eau inférieure à 50 % en poids, de préférence inférieure à 40 % en poids, en particulier inférieure à 30 % en poids.

Ce solvant peut avoir été préalablement refroidi par n'importe quels moyens, tels que, par des moyens de détente et/ou par des moyens d'échange thermique. La mise en contact peut être réalisée par n'importe quels moyens, tels qu'un dispositif comprenant une colonne d'absorption. Cette mise en contact peut être réalisée à contre-courant dans une ou plusieurs zones de contact disposées dans une ou plusieurs enceintes.

La zone de contact peut être formée par des plateaux ou par un garnissage structuré ou non, de préférence par un garnissage structuré. La mise en contact 5 peut être réalisée à une température inférieure à 200C, de préférence inférieure à 0 C, par exemple à une température comprise entre -50 C et 200C, de préférence entre -40oC et 0C et à une pression allant de 0,5 à 10 MPa absolu, de préférence allant de 4 à 9 MPa absolu.

Lors de l'étape c), on récupère un effluent liquide comprenant 1o essentiellement du solvant, du sulfure d'hydrogène, du dioxyde de carbone et des hydrocarbures coadsorbés.

On récupère également un gaz traité sensiblement dépourvu de sulfure d'hydrogène et, le cas échéant, de dioxyde de carbone. Ce gaz traité peut comprendre moins de 0,1 % en mole, de préférence moins de 10 ppm molaire, par 15 exemple moins de 5 ppm molaire de sulfure d'hydrogène, et moins de 5 % en mole, de préférence moins de 3 % en mole, par exemple moins de 2 % en mole de dioxyde de carbone.

Selon un mode particulier de l'invention, le procédé de traitement peut être associé à un procédé pour la valorisation d'un combustible gazeux comprenant 20 éventuellement du sulfure d'hydrogène et du dioxyde de carbone. Ainsi, selon ce mode particulier, le procédé selon l'invention comprend, en outre les étapes: d) on détend l'effluent liquide obtenu à l'étape c) pour obtenir un effluent liquide appauvri en hydrocarbures et un effluent gazeux comprenant des hydrocarbures, et e) on met en contact l'effluent gazeux obtenu à l'étape d) avec un deuxième solvant physique de manière à obtenir un effluent liquide chargé en sulfure d'hydrogène et un combustible comprenant des hydrocarbures. L'étape d) réside essentiellement dans une détente permettant d'obtenir un 30 effluent liquide et un effluent gazeux à partir de l'effluent liquide de l'étape c) .

La détente peut être réalisée par une variation de pression allant de 0,5 à MPa, de préférence allant de 1 à 7 MPa. Cette détente peut être réalisée par n'importe quel moyen connu de l'homme du métier, tels qu'une vanne ou une turbine, comme cela est représenté sur les figures. Suite à cette détente, on 5 récupère un effluent liquide qui peut comprendre essentiellement du solvant, éventuellement de l'eau, du sulfure d'hydrogène et du dioxyde de carbone.

L'effluent liquide obtenu à l'étape d) peut être recyclé à l'étape c) en tant que premier solvant physique. La détente du solvant peut être effectuée à au moins deux niveaux de pression différents. A chaque niveau de pression on évacue les io gaz libérés lors de la détente.

On récupère également un effluent gazeux comprenant essentiellement des hydrocarbures. La teneur en hydrocarbures de l'effluent gazeux peut être supérieure à 50 % en mole, de préférence supérieure à 70% en mole.

L'étape e) permet ensuite de récupérer un effluent gazeux pouvant être is utilisé comme combustible.

Lors de cette étape e), on met en contact l'effluent gazeux de l'étape d) avec du solvant. Ce solvant peut être identique à, ou différent de, celui utilisé lors de l'étape c). De préférence, le solvant est identique à celui utilisé lors de l'étape c). Ce solvant peut avoir été préalablement refroidi par n'importe quels moyens, tels que, des moyens de détente et/ou des moyens d'échange thermique.

La mise en contact peut être réalisée par n'importe quels moyens, telle qu'une ou plusieurs colonnes d'absorption. Cette mise en contact peut être réalisée à contre-courant dans une ou plusieurs enceintes.

La colonne de contact peut être formée par des plateaux ou par un garnissage structuré ou non, de préférence par un garnissage structuré. Cette colonne de contact peut être maintenue à une température comprise entre -40OC et 200C, de préférence entre -300C et -10 OC et à une pression allant de 0,5 à 5 MPa absolu, de préférence allant de 1 à 2 MPa absolu.

Suite à cette mise en contact de l'étape e), on récupère un combustible comprenant principalement des hydrocarbures. La teneur en hydrocarbures du combustible peut être supérieure à 50 % en mole, de préférence supérieure à 75% en mole. Le combustible obtenu est partiellement épuré du sulfure 5 d'hydrogène et du dioxyde de carbone. Le combustible comporte avantageusement moins de 3 % en mole, de préférence moins de 1% en mole, par exemple moins de 100 ppm molaire de sulfure d'hydrogène.

Selon un autre mode particulier de l'invention, le procédé de traitement peut être associé à un procédé de régénération du solvant. Ainsi, selon ce mode 10 particulier, le procédé de l'invention comprend, en outre l'étape: f) on distille dans une colonne de distillation au moins un des effluents liquides obtenus aux étapes c), d) et e) de manière à obtenir un solvant régénéré au fond de ladite colonne et un gaz en tête de colonne.

Avant l'étape f) on peut effectuer l'étape: g) on chauffe au moins un des effluents liquides obtenus aux étapes c), d) et e) de manière à obtenir un effluent mixte comprenant une phase liquide et une phase gazeuse.

Lorsque le procédé de traitement est associé à un procédé pour la valorisation d'un combustible gazeux comprenant éventuellement du sulfure 20 d'hydrogène, l'étape g) réside généralement dans le chauffage des effluents liquides des étapes d) et/ou e).

En l'absence d'un tel procédé de valorisation d'un combustible gazeux, le chauffage de l'étape d) s'applique généralement à l'effluent liquide obtenu à l'étape c). Dans ce cas, il est préférable de prévoir une étape intermédiaire lors de 25 laquelle on détend l'effluent liquide obtenu à l'étape c).

Selon un mode avantageux, la phase gazeuse obtenue à l'étape g) peut être introduite en tête de la colonne de distillation de l'étape f) séparément de la phase liquide obtenue à l'étape g).

Le chauffage des effluents liquides des étapes d), e) et/ou c) est réalisé à 30 une température allant de 20 à 100 0C, de préférence de 70 à 90 OC, de manière à obtenir un effluent mixte comprenant une phase liquide et une phase gazeuse. La phase gazeuse ainsi obtenue comporte essentiellement tout le sulfure d'hydrogène et le dioxyde de carbone desdits effluents liquides et/ou dudit condensat. L'étape f) de distillation permet ensuite de récupérer un solvant qui est régénéré. L'étape f) réside essentiellement dans une distillation avec un contrôle des conditions thermodynamiques, telles que, par exemple, la pression et la température. La colonne de distillation de l'étape f) peut être maintenue à une io température comprise entre -30QC et 2000C, de préférence entre -15OC et 1400C et à une pression supérieure à 0,1 MPa absolu, de préférence allant de 0,2 à 1 MPa absolu.

Lors de l'étape f), on peut refroidir le gaz obtenu en tête de colonne de manière à obtenir un gaz acide, ainsi qu'un condensat comprenant 15 essentiellement du solvant. Le condensat peut être recyclé, au moins en partie, en tête de colonne. Le gaz obtenu en tête de la colonne de distillation de l'étape f) peut également être refroidi par au moins deux réfrigérations successives à la suite desquelles les condensats sont recyclés, au moins en partie, en tête de colonne. Le gaz acide est quasiment dépourvu de solvant et comprend essentiellement du sulfure d'hydrogène et du dioxyde de carbone. La zone dans laquelle on récupère ce gaz acide peut être maintenue à une température allant de -400C à 100C, de préférence de -300C à -10OC et à une pression supérieure à 0,1 MPa absolu, de préférence allant de 0,2 à 0,6 MPa absolu.

La colonne de distillation de l'étape f) peut avantageusement être équipée d'un rebouilleur, ce qui permet de maintenir une température suffisamment élevée au fond de ladite colonne afin de réduire la teneur en sulfure d'hydrogène au fond de ladite colonne.

On récupère ainsi, au fond de la colonne, un solvant régénéré comprenant 30 essentiellement du solvant. On peut avantageusement utiliser le solvant ainsi régénéré comme fluide caloporteur pour chauffer l'un des effluents liquides obtenus aux étapes c), d) et/ou e).

Selon un mode préféré de l'invention, le gaz traité obtenu à l'issue de l'étape c) est utilisé dans le procédé comme réfrigérant. En particulier, le gaz traité 5 peut avantageusement être utilisé pour refroidir le gaz obtenu à l'étape b) et/ou à l'étape f). Ce gaz traité peut, en outre, être utilisé pour refroidir le solvant préalablement aux étape c) et/ou e) . Ainsi les apports énergétiques pour la mise en couvre du procédé de l'invention peuvent donc être optimisés.

Le procédé de traitement d'un gaz naturel ne nécessite pas de procédé de traitement de déshydratation postérieur au traitement de désacidification.

Un autre avantage de l'invention est de réduire la teneur en dioxyde de carbone et en composés soufrés. Outre le sulfure d'hydrogène, par composés soufrés on entend des composés comportant du soufre tels que, par exemple, le 15 sulfure de carbone, l'oxysulfure de carbone et les mercaptans.

Un autre avantage de l'invention est de fournir un procédé simple, économique, et présentant des apports énergétiques optimisés. On vise généralement un gaz traité ayant une teneur en eau inférieure à 50, de préférence inférieure à 10, et de manière encore plus préférée inférieure à 5 ppm molaire, 20 ainsi qu'une teneur en sulfure d'hydrogène inférieure à 1000, de préférence inférieure à 100, et de manière encore plus préférée inférieure à 10 ppm molaire.

Eventuellement, le gaz prétraité peut également avoir une teneur en dioxyde de carbone inférieure à 10, de préférence inférieure à 5, et de manière encore plus préférée inférieure à 2 % en mole.

La mise en couvre d'une étape de déshydratation selon l'invention, n'utilisant pas de solvant physique, présente l'avantage de réduire les pertes d'hydrocarbures. En effet, la mise en contact d'un gaz naturel avec un solvant physique provoque en général la co-absorption d'hydrocarbures par le solvant. On vise ainsi un gaz traité comprenant au moins 70, de préférence au moins 80 et de manière plus préférée au moins 95 % en mole d'hydrocarbures par rapport à la quantité d'hydrocarbures initialement contenue dans le gaz naturel.

Le procédé selon l'invention permet de prévenir la formation d'hydrates par élimination de l'eau avant la désacidification et le dégazolinage.

Pour une meilleure compréhension, différents modes non limitatifs de l'invention sont illustrés par des figures. Un bilan matière, donné à titre d'exemple, vient compléter cette illustration.

La Figure 1 illustre, à titre d'exemple, un dispositif de mise en couvre du 10 procédé selon l'invention.

La Figure 2 illustre un mode particulier de l'invention permettant la récupération d'un combustible gazeux.

La Figure 3 illustre un autre mode particulier de l'invention permettant la régénération du solvant.

La Figure 4 illustre encore un autre mode particulier de l'invention combinant la récupération d'un combustible gazeux et la régénération du solvant.

La Figure 1 représente un dispositif pour la mise en couvre du procédé de l'invention. Ce procédé est utilisé pour traiter un gaz naturel très acide, saturé en eau et contenant environ 32% en mole de sulfure d'hydrogène, i1 % en mole de 20 dioxyde de carbone et 57% en mole de méthane. Le gaz naturel est alimenté par une conduite (1) dans un échangeur (2) o il est refroidi à 300C de manière à condenser une majeure partie de l'eau. En sortie de l'échangeur, le gaz ainsi refroidi est transféré, par l'intermédiaire d'une conduite (3), dans un séparateur (4).

On soutire, à partir du séparateur, par une conduite (5), un liquide condensé 25 contenant la majeure partie de l'eau et on récupère, par une conduite (6), un effluent gazeux ayant une teneur en eau réduite de 2700 à 1100 ppm en mole environ. Cet effluent gazeux est introduit au niveau d'un plateau de fond d'une colonne de distillation (7) maintenue à une pression de 8.96 MPa. Un rebouilleur 30 (8) et une conduite (9) sont utilisés pour maintenir une température de 700C au fond de la colonne (7). Un liquide comprenant essentiellement du sulfure d'hydrogène est récupéré au fond de la colonne de distillation par une conduite (10). En tête de colonne, le gaz est évacué, par une conduite (11), pour être refroidi dans un premier échangeur (12), grâce à un fluide réfrigérant qui peut être 5 avantageusement constitué par le gaz traité. Ce fluide est ensuite transféré par l'intermédiaire d'une conduite (13), dans un deuxième échangeur (14), afin d'être refroidi à une température de -30OC environ, à l'aide d'un réfrigérant tel que le propane. Le fluide ainsi refroidi est transféré par une conduite (15) dans un séparateur (16) dans lequel il règne une température de -300C et une pression de 10 7,63MPa. Au fond du séparateur on obtient un condensat riche en sulfure d'hydrogène, en dioxyde de carbone, mais contenant également du méthane et divers hydrocarbures. Ce condensat est ensuite recyclé en tête de colonne par l'intermédiaire d'une conduite (17). En tête du séparateur, on récupère un effluent gazeux sensiblement dépourvu d'eau.

L'effluent gazeux ainsi récupéré par le conduit (18) comprend la majeure partie du méthane initialement contenu dans le gaz naturel. En effet, la perte en méthane est seulement de 2% en mole par rapport à la quantité présente dans la charge arrivant par le conduit (1). Cet effluent gazeux est également épuré de 72% en mole du sulfure d'hydrogène présent initialement dans la charge. La 20 teneur en eau de cet effluent gazeux étant extrêmement réduite, la formation d'hydrates est ainsi rendue improbable lors des étapes ultérieures du procédé de traitement. L'effluent gazeux sensiblement dépourvu d'eau récupéré en tête du séparateur (16) est ensuite transféré, par l'intermédiaire d'une conduite (18), à la 25 base d'une colonne de mise en contact (19) dans laquelle ledit effluent est mis en contact avec un solvant aqueux à base de méthanol ayant une teneur en eau d'environ 25% en mole, une teneur en méthanol d'environ 75% en mole, ainsi que des traces de sulfure d'hydrogène. Ce solvant a été préalablement refroidi à une température de -25oC environ. La colonne de mise en contact est une colonne à 30 contrecourant dans laquelle le solvant est alimenté en tête de colonne, par une conduite (20), et un effluent liquide est soutiré au fond de la colonne, par une conduite (21). La colonne est maintenue à une pression de 7 MPa. On récupère ainsi, en tête de colonne, par l'intermédiaire d'une conduite (22), un gaz traité ne contenant plus que 10 ppm en mole de sulfure d'hydrogène et 2% en mole de dioxyde de carbone.

Le tableau 1 ci-dessous présente pour l'exemple de mise en oeuvre du procédé présenté à la Figure 1 un bilan matière obtenu lors de différentes étapes du procédé.

Tableau 1 Numéro de la (1) (3) (6) (18) (21) (22) conduite Température ( C) 50,0 30,0 30,0 -30,0 -15,8 -20,3 Pression (MPa) 9,0 8,97 8,96 7,63 7, 0 7,0 Masse molaire 24,86 24,86 24,87 21,58 29,27 16,72 Débits molaires (kmol/h) H20 67,2 67,2 27,3 0,1 6999,9 0,1 N2 10,0 10,0 10,0 9,9 0,3 9,6 C02 2659,4 2659,4 2659,2 2164,6 1896,1 268,6 H2S 7875,3 7875,3 7875,3 2190,6 2190,8 0,1 Méthane 14184,0 14184,0 14184,0 13954,8 1369,3 12585,5 Ethane 114,5 114,5 114,5 94,7 27,1 67,6 Propane 44,8 44,8 44,8 18,8 12,7 6,1 Butane 7,5 7,5 7,5 0,4 0,3 0,0 Pentane 5,0 5,0 5,0 0,0 0,0 0,0 MeOH 20995,6 4,1 TOTAL (kmol/h) 24967,6 24967,6 24926,6 18434,0 33492,1 12941, 8 La Figure 2 représente un dispositif pour la mise en oeuvre du procédé de l'invention permettant également la récupération d'un combustible gazeux riche en dioxyde de carbone. Les éléments représentés dans la Figure 1 y sont reproduits et portent les mêmes références de 1 à 22.

Le dispositif représenté permet donc la récupération d'un combustible à partir de l'effluent liquide obtenu au fond de la colonne de mise en contact (19). Ce liquide est canalisé par l'intermédiaire d'une conduite (21).

Ce liquide est ensuite transféré dans un séparateur (40), dans lequel il subit une détente permettant d'obtenir un effluent liquide et un effluent gazeux.

La détente est réalisée par une variation de pression de 5,9 MPa. Suite à cette détente, on récupère un effluent liquide qui est évacué par la conduite (41), 10 ainsi qu'un effluent gazeux comprenant essentiellement des hydrocarbures.

L'effluent gazeux est ensuite transféré, par l'intermédiaire d'une conduite (42), à la base d'une colonne de mise en contact (43) dans laquelle ledit effluent est mis en contact avec un solvant aqueux. Dans cet exemple, le solvant utilisé dans la colonne (43) est le même que celui de la colonne (19), c'est à dire un 15 solvant aqueux à base de méthanolayant une teneur en eau d'environ 25% en mole, une teneur en méthanol d'environ 75% en mole, ainsi que des traces de sulfure d'hydrogène. De la même façon, ce solvant a été préalablement refroidi à une température de -25OC environ. La colonne de mise en contact (43) est une colonne à contre-courant dans laquelle le solvant est alimenté en tête de colonne, 20 par une conduite (44), et un effluent liquide est soutiré au fond de la colonne, par une conduite (45). La colonne est maintenue à une pression de 1,1 MPa et à une température de -25oC environ. On récupère ainsi, en tête de colonne, par l'intermédiaire d'une conduite (46), un combustible comprenant approximativement 70% en mole de méthane et 25% en mole de dioxyde de carbone, le but étant de 25 récupérer des hydrocarbures valorisables pour être utilisés comme combustible.

La Figure 3 représente un dispositif pour la mise en oeuvre du procédé de l'invention permettant la régénération du solvant. Les éléments représentés dans la Figure 1 y sont reproduits et portent les mêmes références de 1 à 22. Le dispositif représenté permet donc la régénération du solvant à partir de l'effluent liquide obtenu au fond de la colonne (19). Ce liquide est canalisé par l'intermédiaire de la conduite (21).

Ce liquide est ensuite, dans un premier temps, détendu dans une turbine (50) par une variation de pression de 5,4 MPa. L'effluent obtenu est transféré, par 5 une conduite (51), dans un échangeur (52) o il est chauffé à une température de 1010C environ, de manière à obtenir un effluent mixte comprenant une phase liquide et une phase gazeuse. La phase gazeuse ainsi obtenue comporte essentiellement tout le sulfure d'hydrogène et le dioxyde de carbone de l'effluent liquide circulant dans la conduite (21).

Cette phase gazeuse est introduite, par une conduite (53) dans une colonne de distillation (54) maintenue à une pression de 1 MPa. Au fond de la colonne (54), un rebouilleur (55) et une conduite (56) sont utilisés pour maintenir une température de 1410C environ. Un solvant régénéré comprenant essentiellement du méthanol et de l'eau est récupéré au fond de la colonne de 15 distillation par l'intermédiaire d'une conduite (57). En tête de colonne, on obtient un gaz contenant essentiellement des gaz acides, c'est à dire un gaz comprenant essentiellement du sulfure d'hydrogène et du dioxyde de carbone, ainsi que du méthanol. Ce gaz qui est à une pression de 1 MPa et une température de 30'C est évacué, par une conduite (58), pour être refroidi dans un premier échangeur 20 (59). Le fluide ainsi refroidi est transféré par une conduite (60) dans un premier séparateur (61) au fond duquel un condensat est recyclé en tête de la colonne (54), par une conduite (62). En tête du premier séparateur, on récupère un effluent gazeux qui est transféré par l'intermédiaire d'une conduite (63), dans un deuxième échangeur (64), dans lequel il est refroidi à une température de -100C environ, 25 grâce à un fluide réfrigérant qui peut être avantageusement constitué par le gaz traité. Le fluide ainsi refroidi est transféré par une conduite (65) dans un deuxième séparateur (66). Au fond du deuxième séparateur on obtient un condensat comprenant essentiellement du solvant et de l'eau, qui est recyclé en tête de colonne par l'intermédiaire d'une conduite (67). En tête du séparateur, on récupère, dans une conduite (68), un gaz acide, qui peut être éventuellement comprimé et réinjecté dans un puits de production.

La Figure 4 représente un dispositif pour la mise en couvre du procédé de l'invention combinant, en outre, une récupération d'un combustible gazeux et la 5 régénération du solvant. Les éléments représentés dans les Figures 1, 2 et 3 y sont reproduits et portent les mêmes références de 1 à 22, de 40 à 46 et de 50 à 68. Le procédé schématisé permet donc la récupération d'un combustible à partir de l'effluent liquide obtenu au fond de la colonne de mise en contact (19). Ce liquide est canalisé par l'intermédiaire de la conduite (21). Le procédé schématisé io permet également la régénération du solvant à partir de l'effluent liquide obtenu au fond du séparateur (40) et de l'effluent liquide soutiré au fond de la colonne de mise en contact (43). Ces deux liquides sont canalisés par l'intermédiaire des conduites (41) et (45).

Le tableaux 2 ci-dessous présente, pour l'exemple de mise en oeuvre du 15 procédé illustré à la Figure 4, un bilan matière obtenu lors des étapes du procédé concernant la valorisation d'un combustible et la régénération du solvant. Le bilan matière quant aux étapes du procédé communes avec la figure 1 est le même que celui présenté dans le tableau 1.

Tableau 2 Numéro de la conduite (46) (41) (53) (68) (57) Température (0C) -13,5 -20,7 101,2 -10,0 141,3 Pression (MPa) 1,1 1,1 1,0 0,95 1,0 Masse molaire 23,88 29,46 29,59 36,91 28,71 Débits molaires (kmol/h) H20 0,1 6999,929 7599,9 0,0 7599,9 N2 0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 C02 422,0 1316,7 1475,4 1475,4 0,0 H2S 44,4 1974,1 2146,4 2146,2 0,2 Méthane 1161,4 181,0 208,3 208,3 0,0 Ethane 14,0 11,5 13,1 13,1 0,0 Propane 2,1 9,5 10,6 10,6 0,0 Butane 0,0 0,3 0,3 0,3 0,0 Pentane 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 MeOH 2,5 20998,3 24397,3 6,6 24390,7 TOTAL (kmol/h) 1646,8 31491,2 35851,5 3860,7 31990,8

Claims

REVENDICATIONS

1. Procédé de traitement d'un gaz naturel comportant des hydrocarbures, du s sulfure d'hydrogène et de l'eau, caractérisé en ce qu'on effectue les étapes suivantes: 15 a) on refroidit le gaz naturel de manière à condenser de l'eau et à récupérer un effluent gazeux, b) on distille l'effluent gazeux obtenu à l'étape a) de manière à obtenir une phase liquide et une phase gazeuse, et on refroidit ladite phase gazeuse de manière à obtenir un condensat et un effluent gazeux appauvri en sulfure d'hydrogène et en eau, et c) on met en contact au moins une partie de l'effluent gazeux obtenu à l'étape b) avec un premier solvant physique de manière à obtenir un effluent liquide et un gaz traité appauvri en sulfure d'hydrogène.

2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'effluent gazeux obtenu à l'étape b) est maintenu à une température allant de 1000C à 300C et à une pression supérieure à 1 MPa absolu.

3. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 et 2, caractérisé en ce que le premier solvant physique est un solvant aqueux ayant une teneur en eau inférieure à 50 % en poids.

4. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes: d) on détend l'effluent liquide obtenu à l'étape c) pour obtenir un effluent liquide appauvri en hydrocarbures et un effluent gazeux comprenant des hydrocarbures, et e) on met en contact l'effluent gazeux obtenu à l'étape d) avec un deuxième solvant physique de manière à obtenir un effluent liquide chargé en sulfure d'hydrogène et un combustible comprenant des hydrocarbures.

5. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, caractérisé en ce qu'il comprend l'étape: f) on distille dans une colonne de distillation au moins un des effluents liquides obtenus aux étapes c), d) et e) de manière à obtenir un solvant 10 régénéré au fond de ladite colonne.

6. Procédé selon la revendication 5, caractérisé en ce qu'avant l'étape f) on effectue l'étape: g) on chauffe au moins un des effluents liquides obtenus aux étapes c), d) 15 et e) de manière à obtenir un effluent mixte comprenant une phase liquide et une phase gazeuse.

7. Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce que la phase gazeuse obtenue à l'étape g) est introduite en tête de la colonne de distillation de l'étape f) 20 séparément de la phase liquide obtenue à l'étape g).