FR2901265A1

FR2901265A1 - Procede de traitement de gaz naturel avec valorisation de l'azote et du co2 pour produire du methanol et l'ammoniac ou de l'uree.

Info

Publication number: FR2901265A1
Application number: FR0604413A
Authority: FR
Inventors: Patrick Briot; Renaud Cadours; Alain Methivier
Original assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Current assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date: 2006-05-17
Filing date: 2006-05-17
Publication date: 2007-11-23
Anticipated expiration: 2026-05-17
Also published as: FR2901265B1

Abstract

Le procédé propose de valoriser le CO2 et l'azote contenu dans un gaz naturel en produisant du méthanol et de l'ammoniac ou de l'urée, en effectuant les étapes suivantes :- on retire l'azote du gaz naturel de manière à obtenir un gaz naturel appauvri en azote et un flux riche en azote,- on transforme au moins partiellement, par réaction de vapo-réformage, en présence d'eau, une partie du gaz naturel appauvri en azote de manière à obtenir un premier mélange gazeux comportant du monoxyde de carbone et de l'hydrogène,- on transforme partiellement, par réaction chimique, le premier mélange gazeux obtenu à l'étape précédente en méthanol, de manière à produire un effluent comportant du méthanol, ledit effluent étant séparé en un flux riche en méthanol et un flux riche en hydrogène,- on met en contact ledit flux riche en azote avec ledit flux riche en hydrogène produit à l'étape précédente de manière à produire, par réaction chimique, un deuxième mélange gazeux comportant de l'ammoniac, et éventuellement,- on met en contact le flux enrichi en ammoniac avec le flux riche en dioxyde de carbone de manière à produire, par réaction chimique, du carbamate,- on décompose chimiquement le carbamate produit à l'étape précédente de manière à produire de l'urée.

Description

L'invention se rapporte au traitement du gaz naturel. Le gaz naturel est

composé principalement de méthane, d'éthane, de propane et de butane. Il contient habituellement des quantités plus faibles d'hydrocarbures plus lourds et un pourcentage variable de composés gazeux non hydrocarbonés tels que l'azote, le dioxyde de carbone et l'hydrogène sulfuré. Dans beaucoup de pays, le gaz naturel produit est "acide", ce qui signifie qu'il contient des quantités appréciables d'hydrogène sulfuré et de dioxyde de carbone. Le tableau 1 donne quelques compositions de gaz naturel. Composés Gaz 1 Gaz 2 Gaz 3 Gaz 4 Gaz 5 (pourcentage molaire) H2S 1,34 4,25 5,25 11,2 4,1 CO2 1,99 5,33 7,91 10,1 4,6 H2O 0,19 0,32 0,2 0, 25 0,19 N2 0,12 0,17 0,64 0,19 10,69 Méthane 86,17 83,36 68,71 68,37 68,22 Ethane 4,92 2,18 9,8 6,5 7,1 Propane 3 1,27 5,1 1,43 1,8 Butane 1,58 1,1 1,59 1,04 1,7 Hydrocarbures 0,69 2,02 0,8 0,92 1,54 lourds (C5+) Tableau 1 De grandes quantités de dioxyde de carbone ne sont pas souhaitables. Cela entraîne un coût de transport du gaz naturel plus élevé, diminue les qualités de combustion, et peut entraîner des propriétés corrosives sous certaines conditions. Le CO2 est généralement toléré à l'échelle du pourcentage. Au contraire, pour que le gaz naturel soit commercialisable, la concentration en hydrogène sulfuré doit être inférieure à quelques ppm, généralement 4 ppm, pour des raisons de toxicité. L'H2S est par ailleurs très corrosif en présence d'eau, et conduit lors de sa combustion à la formation de dioxyde de soufre, lui aussi toxique et corrosif. Ces différentes problématiques impliquent la désacidification des gaz naturels, les spécifications généralement admises sur le gaz naturel désacidifié étant 2% CO2, 4 ppm H2S, et 20 à 50 ppmv S total. Certaines utilisations particulières du gaz naturel, comme la production de GNL (Gaz Naturel Liquéfié) peuvent imposer des spécifications encore plus strictes, notamment sur le CO2, dont la teneur ne doit alors pas dépasser quelques ppmv.

Le gaz naturel peut contenir des quantités importantes d'hydrocarbures lourds, c'est-à-dire des hydrocarbures possédant plus de cinq atomes de carbone. De plus, ce gaz est généralement saturé en vapeur d'eau dans les conditions naturelles. Ces composés peuvent se condenser lors de variations de température ou de pression et alors nuire au transport et à l'utilisation du gaz naturel. Sous certaines conditions, l'eau et le gaz peuvent former des solides appelés "hydrates" et bloquer le transport du gaz par tuyaux ("pipe-line"). C'est pourquoi, la proportion de composés condensables doit être diminuée. Ces contraintes ont nécessité de définir une succession d'étapes de traitements pour permettre la commercialisation du gaz après son extraction. Il est connu de l'homme de l'art qu'il existe trois principales opérations : la désacidification, la deshydratation et le dégazolinage. La première opération a pour objectif l'élimination des composés acides tels que le CO2 et l'H2S. L'étape de déshydratation permet ensuite de contrôler la teneur en eau du gaz désacidifié par rapport à des spécifications de transport. Enfin, l'étape de dégazolinage du gaz naturel permet de garantir le point de rosée hydrocarbure du gaz naturel, là encore en fonction de spécifications de transport. L'étape de désacidification, visant essentiellement à réduire la teneur en CO2 et en H2S du gaz, se fait par exemple par un procédé par absorption, utilisant notamment des solvants chimiques, comme par exemple des amines telles la DEA (diéthanolamine) ou la MDEA (méthyldiéthanolamine). A l'issue de ce traitement, le gaz est aux spécifications quant à la teneur en CO2, typiquement inférieure à 2 % molaire, et en H2S, typiquement 4 ppm molaire.

L'étape de déshydratation peut se faire par exemple par un procédé au glycol, en utilisant notamment le TEG (triéthylèneglycol), ce qui permet d'abaisser la teneur en eau du gaz à une valeur proche de 60 ppm molaire. Un procédé par adsorption de type TSA ("thermal swing adsorption") sur tamis moléculaire, par exemple de type 3 ou 4A ou encore 13X, ou sur alumine ou gel de silice, peut aussi être utilisé. Dans ce cas, la teneur en eau dans le gaz peut être inférieure à 1 ppm molaire. Une dernière étape de fractionnement par point froid permet enfin de séparer le gaz traité en ses différents constituants de manière à valoriser chacune des coupes produites : coupe Cl, coupe C2, ou coupe Cl+C2, coupe C3, coupe C4, et coupe plus lourde C5+, éventuellement encore séparée en diverses fractions complémentaires. Cette chaîne de traitement de gaz peut se situer aussi bien au voisinage du puits d'extraction que dans des sites centralisés. Le traitement au voisinage du puits est toujours nécessaire 15 quand le gaz ne peut pas être transporté sans risque à un site de traitement. La présente invention se propose, par un enchaînement d'étapes, d'améliorer grandement la rentabilité d'extraction du gaz naturel en valorisant tout ou partie de l'azote contenu dans le gaz. 20 De manière générale, la présente invention propose un procédé de traitement d'un gaz naturel comportant au moins du méthane et de l'azote, dans lequel on retire l'azote du gaz naturel de manière à obtenir un gaz naturel appauvri en azote et un flux riche en azote. Le procédé est caractérisé en ce qu'on effectue les étapes suivantes : 25 a) on transforme au moins partiellement, par réaction de vapo-réformage, en présence d'eau, une partie du gaz naturel appauvri en azote de manière à obtenir un premier mélange gazeux comportant du monoxyde de carbone et de l'hydrogène, b) on transforme partiellement, par réaction chimique, le premier mélange gazeux obtenu à l'étape a) en méthanol, de manière à produire un effluent comportant du méthanol, ledit 30 effluent étant séparé en un flux riche en méthanol et un flux riche en hydrogène, c) on met en contact ledit flux riche en azote avec ledit flux riche en hydrogène produit à l'étape b) de manière à produire, par réaction chimique, un deuxième mélange gazeux comportant de l'ammoniac.

Selon l'invention, on peut purifier le deuxième mélange gazeux obtenu à l'étape c) de manière à obtenir un flux riche en ammoniac. On peut effectuer l'étape a) de manière à ce que ledit premier mélange gazeux obtenu à l'étape 5 a) présente un rapport molaire H2/CO compris entre 3 et 4 moles/mole. On peut effectuer l'étape b) de manière à ce que l'effluent obtenu à l'étape b) présente un rapport molaire méthanol/hydrogène au moins supérieur à 1 mole/mole. On peut effectuer l'étape a) de manière à ce que ledit mélange gazeux obtenu à l'étape a) comporte du monoxyde de carbone, de l'hydrogène et du méthane, et que le flux riche en lo hydrogène obtenu à l'étape b) comporte, en outre, du méthane. L'étape a) peut être opérée à une pression comprise entre 5 bars et 60 bars et à une température comprise entre 500 C et 1000 C. L'étape b) peut être opérée à une pression comprise entre 30 bars et 150 bars et à une température comprise entre 100 C et 400 C. l5 L'étape c) peut être opérée à une pression comprise entre 5 bars et 150 bars et à une température comprise entre 100 C et 500 C. Selon l'invention, on peut désacidifier le gaz naturel de manière à obtenir un gaz naturel désacidifié et un flux riche en dioxyde de carbone, et on peut effectuer les étapes suivantes : d) on met en contact le flux enrichi en ammoniac avec le flux riche en dioxyde de carbone de 20 manière à produire, par réaction chimique, du carbamate, e) on décompose chimiquement le carbamate produit à l'étape d) de manière à produire de l'urée. A l'étape d), on peut mettre en contact entre 2 et 4 moles d'ammoniac avec 1 mole de dioxyde de carbone. 25 L'étape d) peut être opérée à une pression comprise entre 100 bars et 250 bars et à une température comprise entre 100 C et 250 C. L'étape e) peut être opérée à une pression comprise entre 2 bars et 20 bars. D'autres caractéristiques et avantages de l'invention seront mieux compris et apparaîtront 30 clairement à la lecture de la description faite ci-après en se référant aux dessins parmi lesquels : la figure 1 schématise un procédé de traitement de gaz selon l'art antérieur, - la figure 2 représente un premier mode de réalisation du procédé selon l'invention avec production d'ammoniac, - la figure 3 représente un deuxième mode de réalisation du procédé selon l'invention avec production d'urée. La figure 1 présente un cas typique de traitement de gaz : la première étape est la désacidification du gaz, suivi de la déshydratation et du retrait de l'azote, et enfin du dégazolinage (séparation de la coupe Cl des autres coupes hydrocarbonées). lo Le gaz naturel, débarrassé des boues, eaux de forage et de gisement est acheminé par la ligne 1 à l'unité de désacidification DA. Dans cette unité, des solvants chimiques, comme par exemple des amines telles la DEA ou la MDEA en solution aqueuse, acheminée par la ligne 5, vont capter l'hydrogène sulfuré et le dioxyde de carbone. Le gaz naturel, appauvri en CO2 (inférieur à 2%) et en H2S (< 4 ppm) est acheminé par la ligne 6 à l'unité de t5 déshydratation DH. Le solvant, chargé en CO2 et H2S, est acheminé par la ligne 2 à l'unité de régénération RE1. Dans cette unité, le solvant est régénéré par chauffage ou par détente et recyclé à l'unité de désacidification par la ligne 5. L'hydrogène sulfuré est soit réinjecté, soit envoyé à une unité de conversion en soufre (unité Claus) par la ligne 3. Le dioxyde de carbone évacué par la ligne 4 peut être soit ré-injecté dans le sol après compression, soit relâché dans 20 l'atmosphère.

La réinjection des gaz acides n'est pas toujours envisageable. Dans ce cas, la transformation de l'H2S en soufre permet de limiter les émissions en composés soufrés tout en transformant l'impureté en composés valorisables. Cette transformation de l'H2S en soufre conduit par 25 ailleurs, dans le cas des unités Claus, à une production de vapeur non négligeable dans les bilans énergétiques des installations. Dans le cas du CO2, l'impossibilité de réinjection conduit à une émission systématique vers l'atmosphère, pouvant alors impliquer des pénalités économiques pour l'émetteur. La réinjection est donc la solution le plus souvent retenue, malgré les investissements et les coûts opérationnels qu'elle implique. 30 Dans l'unité de déshydratation DH, le gaz naturel est mélangé avec un solvant polaire, avide d'eau, comme par exemple les glycols, provenant de la ligne 9. Le gaz naturel va se trouver ainsi appauvri en eau jusqu'à atteindre les spécifications nécessaires à son transport ou à sa5 commercialisation. Le solvant chargé en eau de l'unité de déshydratation, est alors envoyé dans une unité RE2 de régénération, par la ligne 7, où il est chauffé. Par chauffage, il est possible de séparer l'eau, qui est éliminée par la ligne 8, et le solvant régénéré, qui est recyclé à l'unité de déshydratation. Alternativement, la déshydratation du gaz naturel est réalisée par adsorption sur tamis moléculaire. Dans ce cas l'eau désorbée lors de la régénération du tamis est évacuée par la ligne 8.

Le gaz naturel circulant dans la ligne 10 peut aussi contenir des quantités d'azote moléculaire (N2) qui peuvent être variables selon l'origine du puits. En général, ces teneurs sont comprises entre 0,2% et 18% molaires. Le gaz est alors envoyé par la ligne 10 dans une unité DN de "déazotation", connue de l'homme de l'art, et l'azote est éliminée par la ligne 11. L'élimination de cet azote est basée sur l'utilisation de membrane, sur l'adsorption ou sur la distillation cryogénique. Une trop forte teneur en azote du gaz naturel peut rendre sa production non rentable en abaissant son nombre de Wobbe, indice caractérisant son pouvoir calorifique ou de combustion. L'azote, ainsi récupéré, peut éventuellement être injecté dans le sol, ou relâché dans l'atmosphère. Le gaz, appauvri en azote, est alors envoyé à l'unité de dégazolinage DG par la ligne 12.

Le gaz naturel est ensuite acheminé par la ligne 12 dans l'unité de dégazolinage DG. Le méthane est séparé par point froid, un fractionnement permet enfin de séparer le gaz traité en ses différents constituants de manière à valoriser chacune des coupes produites. Le méthane est d'abord séparé des autres hydrocarbures par la ligne 13. Les autres hydrocarbures sont acheminés par la ligne 14 à un ensemble d'unités de séparation SE où la coupe C2 (éthane) est éliminée par la ligne 15, la coupe C3 (propane) par la ligne 16, la coupe C4 (butane) par la ligne 17 et la fraction C5+ (hydrocarbures possédant plus de cinq atomes de carbone) par la ligne 18. Un schéma décrivant l'invention est présenté sur la figure 2. Cet exemple sert à illustrer l'invention mais n'est en aucun cas limitatif. Cet exemple permet de montrer que la présente invention permet bien d'améliorer la rentabilité d'un puits ou d'une chaîne gaz. Les références de la figure 2 identiques aux références de la figure 1 désignent les mêmes éléments.

Sur la figure 2, du méthane prélevé par la ligne 19 sur le conduit 13, est mélangé à de l'eau, acheminée par la ligne 20, Le méthane peut également être prélevé ctu conduit 12 après l'étape de retrait de l'azote. Cette eau peut provenir de l'eau issue de l'unité de régénération RE2 par la ligne 8 ou de l'eau d'appoint acheminée par la ligne 21. Ce mélange d'eau et de méthane est envoyé dans l'unité A. Dans l'unité A, le mélange méthane et eau va réagir selon la réaction suivante : CH4 + H2O --> CO + 3 H2 réaction endothermique (AH 760 C = 226 1<:J/mole) Cette réaction est la réaction de vapo-réformage bien connue de l'homme de l'art. Elle est 10 utilisée couramment dans le but de maximiser le rapport molaire H2/CO. Elle est accompagnée de réactions parasites dont la principale est la réaction de "water-gas-shift" c'est-à-dire : CO + H2O --> CO2 + H2 réaction exothermique (AH 760 C = - 90 kJ/mole) Industriellement, cette réaction est largement utilisée pour maximiser la production d'hydrogène. 15 De préférence, selon l'invention, on ajuste les conditions de réaction dans l'unité A de manière à ce que le rapport molaire H2/CO désiré en sortie n'excède pas 4 moles/mole. Dans les applications industrielles de la réaction de vaporéformage, la conversion maximale du méthane est recherchée ainsi qu'un rapport molaire H2/CO le plus grand possible (supérieur 20 à 6 moles/mole). Cependant, selon l'invention, on ajuste, de préférence, le fonctionnement de l'unité A, par exemple la température, la pression, le temps de séjour des réactifs, les catalyseurs, les proportions des réactifs, de manière à ce que le rapport molaire H2/CO soit compris entre 3 et 4 moles/mole en minimisant la production de CO2. De plus, on ajuste de préférence le fonctionnement de l'unité A de sorte que la quantité de méthane du mélange 25 arrivant par le conduit 19 ne soit pas entièrement consommée. Le mélange gazeux évacué de l'unité A comporte du méthane excédentaire en plus des produits de la réaction. Les réactions chimiques opérées dans l'unité A sont réalisées entre 5 et 60 bars et plus préférentiellement entre 10 et 40 bars et de façon plus précise entre 20 et 40 bars. Les 3o températures de réaction dans l'unité A sont comprises entre 500 C et 1000 C de façon générale et préférentiellement entre 600 C et 900 C. Les catalyseurs généralement utilisés pour cette étape sont à base de nickel déposé sur alumine, ou sur un spinel mixte de magnésie et d'alumine (MgAl2O4) ou sur un aluminate de calcium (CaO(Al2O3)2).

Le mélange gazeux de monoxyde de carbone, d'hydrogène et de méthane non converti issu de l'unité A est envoyé par la ligne 22 dans l'unité B. Dans l'unité B, le mélange va réagir selon la réaction suivante : CO + 3 H2 --> CH3OH + H2 , réaction exothermique (AH = - 90,8 kJ/mole) Cette réaction est couramment utilisée pour la synthèse de méthanol. Il s'agit en fait de la seule voie de synthèse industrielle du méthanol. L'unité B est généralement opérée à des pressions comprises entre 30 et 150 bars et de façon préférentielle entre 50 et 100 bars. La température est comprise entre 100 C et 400 C et de façon préférentielle entre 150 et 300 C. Les catalyseurs utilisés pour la synthèse du méthanol dans l'unité B sont généralement des catalyseurs à base d'oxyde de cuivre, d'oxyde de zinc ou d'oxyde de chrome. Selon l'invention, ts on ajuste le fonctionnement de l'unité B, par exemple la température, la pression, le temps de séjour des réactifs, les catalyseurs, les proportions des réactifs, de manière à ce que tout l'hydrogène produit dans l'unité A ne soit pas consommé au cours de la réaction dans l'unité B, et que de préférence le rapport molaire CH3OH/H2 en sortie de l'unité B soit supérieur ou égale à 1 mole/mole. 20 A la sortie de l'unité B, le mélange méthanol-hydrogène est séparé par un séparateur gaz-liquide ou par tout autre moyen technique connu de l'homme de l'art. Un module membranaire peut être utilisé avantageusement, ainsi que la cryogénie. Le méthanol est évacué par la ligne 23 alors que le mélange gazeux contenant de l'hydrogène et du; méthane non converti de l'unité A est envoyé dans l'unité C par la ligne 24. 25 Préalablement à l'entrée dans l'unité C, on peut opérer une étape de méthanation au cours de laquelle les traces restantes de monoxyde et/ou de dioxyde de carbone sont hydrogénées en méthane. Il peut être avantageux d'éliminer toutes traces d'eau contenues dans le mélange gazeux préalablement à l'entrée dans l'unité C en utilisant tout procédé connu de l'homme de 20 l'art.

L'azote moléculaire (N2) provenant de l'unité "déazotation" DN est acheminée par la ligne 11 jusque dans l'unité C. L'azote au contact de l'hydrogène se transforme dans l'unité C selon la réaction suivante : N2 + 3 H2 --> 2 NH34, réaction exothermique (A H = - 52,5 kJ/mole) Cette réaction est facilitée par les fortes pressions. La pression dans l'unité C est comprise entre 50 et 300 bars et de façon préférentielle entre 110 et 200 bars. Généralement les températures dans l'unité C sont comprises entre 200 et 900 C de façon préférentielle entre 300 C et 500 C. Les catalyseurs mis en oeuvre dans l'unité C sont généralement à base d'oxydes de fer (FeO, Fe2O3...). Ils peuvent contenir des additifs à bases d'oxydes (Al2O3, MgO, SiO2, K2O, CaO, CoO...) de l'ordre de 0,1 à 10 % poids. Compte tenu de la forte exothermicité de la réaction, il est préférable, ainsi qu'il a été préconisé, de limiter la conversion du méthane au cours de la réaction dans l'unité A. Le méthane agit ainsi comme diluant dans l'unité C et permet de limiter l'augmentation de température de la réaction. Le mélange gazeux (méthane, hydrogène et ammoniac) sortant de l'unité C peut être être envoyé, par la ligne 26, dans une unité D de séparation. Cette unité de séparation peut être une colonne de distillation, ou un module membranaire, ou une unité cryogènique ou tout équipement connu de l'homme de l'art apte à une telle séparation. A la sortie de l'unité D, l'hydrogène non consommé par la réaction dans l'unité C est envoyé par la ligne 28 à un lieu de stockage ou peut être recyclé dans l'unité C par la ligne 27. Le méthane, non converti, est recyclé par la ligne 29, par exemple à l'unité de déshydratation DH. L'ammoniac gazeux est envoyé par la ligne 30 à un lieu de stockage. Le procédé présenté par la figure 2 peut être complété par différentes opérations permettant de produire de l'urée. Un exemple du procédé de production d'urée selon l'invention est 2 5 schématisé par la figure 3. Les références de la figure 3 identiques à celles de la figure 2 désignent les mêmes éléments. En référence à la figure 3, l'ammoniac gazeux circulant dans la ligne 30 est mélangé avec le dioxyde de carbone acheminé par la ligne 4, provenant de l'unité de régénération RE1. Ce 5 mélange d'ammoniac et de CO2 est introduit dans l'unité E. Dans l'unité E, l'ammoniac et le dioxyde de carbone subissent la réaction suivante : 2 NH3 + CO2 -~ NH2COONH4 Cette réaction 1 est opérée dans l'unité E à des pressions comprises entre 100 et 250 bars et de 10 préférence entre 140 et 250 bars. Les températures sont comprises entre 100 et 250 C et de façon préférentielle entre 180 et 200 C. On obtient un effluent gazeux comportant du carbamate, du CO2 et de l'ammoniac évacué de l'unité E par la ligne 32. Selon l'invention, on ajuste le fonctionnement de l'unité E, par exemple la température, la pression, le temps de séjour des réactifs, les catalyseurs, les 15 proportions des réactifs, de manière à ce que le rapport molaire NH3/CO2 est compris entre 2 moles/mole et 4 moles/mole et de façon préférentielle entre 2,5 et 3,5 moles/mole. Le mélange carbamate, CO2 et NH3 non converti subit un "stripping" au CO2 à la même pression que la réaction dans l'unité E afin d'éliminer le mélange CO2 et NH3 non converti qui est recyclé en amont de l'unité E par la ligne 36. Le "stripping" réalisé dans l'unité S consiste à 20 extraire le NH3 non converti par balayage du mélange issu de E par un flux de CO2 arrivant par le conduit 31. Puis, le carbamate est envoyé dans l'unité F où il subit une décomposition selon la réaction suivante : NH2OOONH4 p NH2CONH2 + H2O En général, cette décomposition est réalisée dans l'unité F à faible pression entre 2 et 20 bars et de façon préférentielle entre 2 et 5 bars. L'urée obtenue avec une pureté de 99,7% est acheminée par la ligne 35 vers un lieu de stockage. L'eau peut être traitée, puis soit acheminée vers un lieu de stockage par la ligne 33, soit recyclée en amont de l'unité A par la ligne 34.

Exemple 1 : Bilan matière selon l'art antérieur. Dans le cas de l'extraction d'un gaz naturel de composition molaire identique à celle du gaz n 5 du tableau 1, les produits valorisables obtenus en opérant selon le procédé schématisé par la figure 1 sont détaillés dans le tableau 2. Composition du gaz 5 Produits valorisables % molaire masse en g masse en g H2S 4,1 139.4 Soufre 131,2 (S) Vapeur CO2 4,6 205 H20 0,19 3,4 N2 10.69 299,3 Méthane 68,22 1091,5 Méthane 1091,52 Ethane 7,1 213 Ethane 213 Propane 1,8 79,2 Propane 79,2 Butane 1.7 98,6 Butane 98,6 Hydrocarbures 1,54 154 Hydrocarbures 154 lourds (C5+) lourds (C5+) somme 100 2283,5 1767,5 tableau 2 100 moles de gaz naturel extrait représentent 2283,5 g de matières extraites. Sur ces matières extraites, un certain nombre seulement de ces produits est valorisable selon l'art antérieur. La 10 masse totale de ces produits valorisables c'est-à-dire susceptibles d'être vendus ne représente que 1767,5 grammes, soit 77,4 % poids de la quantité extraite.5 Selon l'art antérieur au mieux 80% poids des quantités extraites d'un puits de gaz naturel (hors boues de gisement, eau de gisement et de forage) sont susceptibles d'être commercialisés.

Exemple 2 : Bilan matière selon l'invention. Dans le cas de l'extraction d'un gaz naturel de composition molaire identique à celle du gaz n 5 du tableau 1, en utilisant la succession d'étapes schématisées par la figure 2, on obtient les produits valorisables détaillés dans le tableau 3. Composition du gaz 5 Produits valorisables % molaire masse en g % molaire masse en g H2S 4,1 139.4 Soufre 131,2 (S) Vapeur CO2 4,6 205 méthanol 1026,2 H20 0,19 3,4 N2 10.69 299,3 Ammoniac 363,5 Méthane 68,22 1091,5 Méthane 578,4 Ethane 7,1 213 Ethane 213 Propane 1,8 79,2 Propane 79,2 Butane 1.7 98,6 Butane 98,6 Hydrocarbures 1,54 154 Hydrocarbures 154 lourds (C5+) lourds (C5+) somme 100 2283,5 2644,1 tableau 310 100 moles de gaz naturel extrait représentent 2283,5 grammes de matières extraites. A partir de ces matières extraites, selon la succession d'étapes de transformation proposée par la demanderesse il est possible d'obtenir une masse totale de ces produits valorisables c'est-à-dire susceptibles de l'ordre de 2644,1 grammes.

Selon la succession d'étapes proposées par la demanderesse, il est possible de commercialiser plus de 98 % poids des quantités extraites d'un puits de gaz naturel (hors boues de gisement, eau de gisement et de forage). Exemple 3 : Bilan matière selon l'invention. lo Dans le cas de l'extraction d'un gaz naturel de composition molaire identique à celle du gaz n 5 du tableau 1, en utilisant la succession d'étapes schématisées par la figure 3, on obtient les produits valorisables détaillés dans le tableau 4. Composition du gaz 5 Produits valorisables % molaire masse en g % molaire masse en g H2S 4,1 139.4 Soufre 131,2 (S) Vapeur CO2 4,6 205 méthanol 1026,2 H2O 0,19 3,4 Urée 298,2 N2 10.69 299,3 Ammoniac 284,2 Méthane 68,22 1091,5 Méthane 578,4 Ethane 7,1 213 Ethane 213 Propane 1,8 79,2 Propane 79,2 Butane 1.7 98,6 Butane 98,6 Hydrocarbures 1,54 154 Hydrocarbures 154 lourds (C5+) lourds (C5+) somme 100 2283,5 2863,1 tableau 4 5 100 moles de gaz naturel extrait représentent 2283,5 grammes de matières extraites. A partir de ces matières extraites, selon la succession d'étapes de transformation proposée par la demanderesse il est possible d'obtenir une masse totale de ces produits valorisables c'est-à-dire susceptibles d'être commercialisés de l'ordre de 2783,9 grammes. Selon la succession d'étapes proposées par la demanderesse, il est possible de commercialiser plus de 98 % poids des quantités extraites d'un puits de gaz naturel (hors boues de gisement, eau de gisement et de forage).

Claims

REVENDICATIONS

1. Procédé de traitement d'un gaz naturel comportant au moins du méthane et de l'azote, dans lequel on retire l'azote du gaz naturel de manière à obtenir un gaz naturel appauvri en azote et un flux riche en azote, le procédé étant caractérisé en ce qu'on effectue les étapes suivantes : a) on transforme au moins partiellement, par réaction de vapo-réformage, en présence d'eau, une partie du gaz naturel appauvri en azote de manière à obtenir un premier mélange gazeux comportant du monoxyde de carbone et de l'hydrogène, b) on transforme partiellement, par réaction chimique, le premier mélange gazeux obtenu à l'étape a) en méthanol, de manière à produire un effluent comportant du méthanol, ledit effluent étant séparé en un flux riche en méthanol et un flux riche en hydrogène, c) on met en contact ledit flux riche en azote avec ledit flux riche en hydrogène produit à l'étape b) de manière à produire, par réaction chimique, un deuxième mélange gazeux comportant de l'ammoniac.

2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel on purifie le deuxième mélange gazeux obtenu à l'étape c) de manière à obtenir un flux riche en ammoniac.

3. Procédé selon l'une des revendications 1 et 2, dans lequel on effectue l'étape a) de manière à ce que ledit premier mélange gazeux obtenu à l'étape a) présente un rapport molaire H2/CO compris entre 3 et 4 moles/mole.

4. Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, dans lequel on effectue l'étape b) de manière à ce que l'effluent obtenu à l'étape b) présente un rapport molaire méthanol/hydrogène au moins supérieur à 1 mole/mole.

5. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, dans lequel on ajuste la réaction de vaporéformage de l'étape a) de manière à ce qu'une partie du méthane ne soit pas consommée afin que ledit mélange gazeux obtenu à l'étape a) comporte du monoxyde de carbone, de l'hydrogène et du méthane, et que le flux riche en hydrogène obtenu à l'étape b) comporte, en outre, du méthane.

6. Procédé selon l'une des revendications 1 à 5, dans lequel l'étape a) est opérée à une pression comprise entre 5 bars et 60 bars et à une température comprise entre 500 C et 1000 C, l'étape b) est opérée à une pression comprise entre 30 bars et 150 bars et à une température comprise entre 100 C et 400 C, et l'étape c) est opérée à une pression comprise entre 5 bars et 150 bars et à une température comprise entre 100 C et 500 C.

7. Procédé selon l'une des revendications 2 à 6, dans lequel on désacidifie le gaz naturel de manière à obtenir un gaz naturel désacidifié et un flux riche en dioxyde de carbone, et dans lequel on effectue les étapes suivantes : d) on met en contact le flux enrichi en ammoniac avec le flux riche en dioxyde de carbone de manière à produire, par réaction chimique, du carbamate, e) on décompose chimiquement le carbamate produit à l'étape d) de manière à produire de l'urée.

8. Procédé selon la revendication 7, dans lequel à l'étape d) on met en contact entre 2 et 4 moles d'ammoniac avec 1 mole de dioxyde de carbone.

9. Procédé selon l'une des revendications 7 et 8, dans lequel l'étape d) est opérée à une pression comprise entre 100 bars et 250 bars et à une température comprise entre 100 C et 250 C, etl'étape e) est opérée à une pression comprise entre 2 bars et 20 bars.