FR2916652A1 - Procede de traitement integre d'un gaz naturel permettant de realiser une desacidification complete - Google Patents
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Abstract
La présente invention propose d'intégrer des étapes de désacidification d'un gaz naturel (1) en produisant deux solutions absorbantes présentant deux niveaux différents de régénération afin d'optimiser la désacidification du gaz naturel. Une première régénération (RE1) permet de produire une solution absorbante suffisamment régénérée pour réaliser l'élimination du CO2 et de l'H2S contenus dans le gaz naturel. Une deuxième régénération (RE2) plus poussée produit une solution absorbante présentant un taux de charge très faible permettant l'élimination de l'H2S résiduel contenu dans les gaz (15) de queue du procédé Claus et éventuellement l'élimination des mercaptans et autres impuretés résiduelles acides contenues dans le gaz traité (11) par la première solution absorbante.
Description
La présente invention concerne le domaine du traitement d'un gaz naturel.
Le procédé selon l'invention propose d'intégrer différentes étapes de désacidification d'une chaîne de traitement conventionnelle d'un gaz naturel.
En sortie de puits, le gaz naturel est principalement composé de méthane, d'éthane, de propane, et de butane, et contient également des quantités plus faibles d'hydrocarbures plus lourds. Le gaz naturel contient par ailleurs différents composés acides, généralement du dioxyde de carbone (CO2), de l'hydrogène sulfuré (H2S), mais aussi de l'oxysulfure de carbone (COS) et 1 o des mercaptans (RSH). Les mercaptans consistent essentiellement en du méthylmercaptan (CH3SH) et de l'éthylmercaptan (C2HSSH), et éventuellement des mercaptans présentant des chaînes hydrocarbonées plus longues, pouvant atteindre six atomes de carbone. Le gaz naturel en sortie de puits est, de plus, saturé en eau. 15 Différentes spécifications sur un gaz naturel commercialisable impliquent un traitement composé d'une succession d'étapes de séparation pour éliminer l'ensemble des impuretés contenues dans le gaz naturel en sortie de puits. 20 En général, on impose une teneur en H2S inférieure à 4 ppm volumique dans le gaz traité, pour des raisons de sécurité et de transport. La teneur maximale en CO, doit être comprise entre 50 ppm volumique et 2% volumique selon le mode de transport du gaz (transport sous forme liquide par méthanier ou par gazoduc). La déshydratation du gaz doit être menée de manière à 25 atteindre une concentration en eau dans le gaz traité inférieure à une valeur inférieure à 150 ppm pour le transport par gazoduc, voire inférieure à 10 ppm pour les procédés de liquéfaction. Les spécifications imposent par ailleurs une teneur maximale en soufre dans le gaz traité. Cette spécification est généralement comprise entre 10 ppm et 100 ppm.
Les étapes de séparation consistent généralement à effectuer une désacidification au moyen d'une solution absorbante aux amines, puis une déshydratation mettant en oeuvre un glycol, un retrait des mercaptans au moyen de solides adsorbants, et enfin une opération de fractionnement du gaz en différentes coupes d'hydrocarbures. Par ailleurs, on met en oeuvre un procédé Claus pour traiter les composés soufrés issus de la désacidification du gaz naturel.
La présente invention propose d'intégrer différentes étapes de 10 désacidification d'une chaîne de traitement conventionnelle d'un gaz naturel.
Le document EP 840 709 décrit un procédé de régénération d'un liquide absorbant utilisé pour la désacidification d'un gaz. Le liquide absorbant est également utilisé pour traiter les gaz de queue du procédé Claus. 15 Les procédés décrits dans les documents FR 2 600 554 et FR 2 820 430 proposent de mettre en oeuvre deux sections d'absorption alimentées en solution absorbante régénérée par une unique colonne de régénération thermique. Le CO2 et l'H2S sont captés par la solution absorbante dans la première section d'absorption. Le gaz appauvri en CO2 et en H2S est mis en 20 contact dans la deuxième section d'absorption à une température inférieure par rapport à la première section de manière à favoriser l'absorption des mercaptans.
La présente invention propose d'améliorer l'intégration des étapes de 25 désacidification en produisant deux flux de solution absorbante présentant deux niveaux différents de régénération afin d'optimiser la désacidification du gaz naturel. Une première régénération permet de produire un premier flux de solution absorbante suffisamment régénérée pour réaliser l'élimination du CO2 et de l'H2S contenus dans le gaz naturel. Une deuxième régénération plus poussée produit un deuxième flux de solution absorbante présentant un taux de charge en composés acides très faible permettant l'élimination de l'H2S résiduel contenu dans des effluents produits lors du traitement du gaz naturel. Par exemple, on utilise le deuxième flux de solvant absorbant pour traiter les gaz de queue du procédé Claus ou pour l'élimination des mercaptans et autres impuretés résiduelles acides contenues dans le gaz traité par la première solution absorbante.
De manière générale, l'invention décrit un procédé de traitement d'un 1 o gaz naturel comportant du méthane, et des composés acides, tels que le CO2, l'H2S, le COS et des mercaptans, dans lequel on effectue les étapes suivantes : a) on met en contact le gaz naturel avec une solution absorbante comportant des amines en solution dans une phase aqueuse, de manière à éliminer le CO2 et l'H2S contenus dans le gaz, pour obtenir un gaz 15 naturel appauvri en CO2 et en H2S et une solution absorbante enrichie en CO2 et H2S, b) on introduit la solution enrichie en CO2 et H2S obtenue à l'étape a), dans une première colonne de régénération thermique opérée de manière à libérer un premier effluent gazeux riche en H2S et en CO2 et à obtenir 20 une solution absorbante régénérée, une première fraction de ladite solution absorbante régénérée étant recyclée à l'étape a), c) on prélève une deuxième fraction de la solution absorbante régénérée et on introduit ladite deuxième fraction dans une deuxième colonne de régénération thermique de manière à obtenir une solution absorbante 25 super-régénérée et un deuxième effluent gazeux riche en H2S et CO,, et dans lequel on effectue l'une des étapes suivantes : d) on traite le premier et le deuxième effluent dans une unité Claus de manière à convertir l'H2S en soufre élémentaire, l'H2S non converti étant évacué sous forme de gaz de queue de l'unité Claus, et on met en contact les gaz de queue avec au moins une fraction de la solution super-régénérée pour produire des gaz de queue désulfurés, e) on met en contact le gaz naturel appauvri en CO2 et en H2S obtenu à l'étape a) avec une fraction de la solution absorbante super-régénérée de manière à obtenir un gaz naturel appauvri en COS et en mercaptans et une solution absorbante enrichie en COS et en mercaptans, f) on déshydrate le gaz naturel appauvri en CO2 et en H2S obtenu à l'étape a), le gaz déshydraté traversant par percolation un premier solide adsorbant pour produire un gaz naturel désacidifié, un deuxième solide adsorbant étant régénéré en étant traversé par percolation par un gaz de purge, et le gaz de purge obtenu est mis en contact avec une fraction de la solution absorbante super-régénérée de manière à obtenir un gaz de purge appauvri en COS et en mercaptans et une solution absorbante enrichie en COS et en mercaptans.
Selon l'invention, le taux de reflux de la deuxième colonne peut être supérieur à celui de la première colonne, le taux de reflux correspondant au rapport entre la quantité molaire de condensat introduit en tête d'une des colonnes et la quantité molaire d'effluent gazeux non condensé évacué de la colonne, le condensat étant obtenu par refroidissement de l'effluent gazeux libéré dans la colonne. Le taux de reflux de la première colonne peut être compris entre 0,5 et 2, et le taux de reflux de la deuxième colonne peut être compris entre 1,5 et 4. La solution absorbante enrichie en COS et en mercaptans obtenue à 25 l'une des étapes d), e) et f) peut être détendue de manière à libérer un troisième effluent gazeux qui est traité dans l'unité Claus. Avant l'étape b), on peut effectuer une détente de la solution absorbante enrichie en CO2 et H2S obtenue à l'étape a) de manière à libérer un gaz comportant des hydrocarbures.
On peut mettre en contact le gaz libéré lors de la détente, avec la solution absorbante enrichie en COS et en mercaptans obtenue à l'une des étapes e) et f) de manière à produire un gaz combustible. A l'étape f), le gaz de purge peut être constitué par une fraction 5 comprise entre 5 et 15% du gaz naturel désacidifié. La première et la deuxième colonne de régénération thermique peuvent être opérées à une pression comprise entre 1 et 5 bars et à une température comprise entre 100 C et 140 C. On peut effectuer les étapes d) et e). Alternativement, on peut effectuer 10 les étapes d) et f).
L'intégration des opérations de désacidification permet de minimiser les coûts de mise en oeuvre du procédé, notamment en utilisant une quantité de solution absorbante moindre, en limitant les opérations de régénération des 15 flux de solution absorbante à des niveaux concordant avec leur utilisation.
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention seront mieux compris et apparaîtront clairement à la lecture de la description faite ci-après, en se référant aux dessins parmi lesquels : 20 - la figure 1 représente le procédé selon l'invention, - les figures 2, 3 et 4 schématisent trois autres modes de réalisation de l'invention.
Sur la figure 1, le gaz naturel arrivant par le conduit 1 est 25 essentiellement composé d'hydrocarbures et est chargé en composés acides, notamment du CO2, de l'H2S, des mercaptans et du COS et éventuellement d'autres impuretés acides. Ce gaz naturel à traiter est introduit dans la colonne d'absorption ZA1, dans laquelle il entre en contact avec une solution absorbante introduite dans ZA1 par le conduit 10.
Lors du contact gaz /liquide effectué dans ZA1, les composés acides, essentiellement le CO, et l'H2S, sont absorbés par la solution absorbante. La colonne ZA1 peut être mise en oeuvre à la pression à laquelle est disponible le gaz naturel à traiter, en général entre 10 et 100 bars, typiquement entre 40 et 100 bars. On introduit la solution absorbante par le conduit 10 dans ZA1 à une température qui peut être comprise entre 30 et 90 C. Le gaz naturel appauvri en composés acides est évacué en tête de la colonne ZA1 par le conduit 11. Après la mise en contact dans ZA1, la solution absorbante chargée en 10 composés acides est envoyée vers une section de régénération réalisée par détente et régénération thermique. Selon la figure 1, la solution absorbante évacuée de ZA1 peut être envoyée par le conduit 2 dans le ballon flash BS1 pour subir une détente et une séparation gaz/liquide. Le ballon opère à une pression comprise entre 5 et 15 25 bars et à la température de la solution absorbante, en général entre 40 et 90 C. Lors de la détente dans BS1, les hydrocarbures co-absorbés par la solution absorbante dans ZA1, ainsi qu'une fraction de composés acides sont libérés. Le gaz ainsi obtenu est évacué par le conduit 3. Selon les caractéristiques physico-chimiques de la solution absorbante 20 utilisée, on peut effectuer une deuxième détente de la solution. Cette seconde détente, non représentée sur la figure 1, permet d'obtenir une solution absorbante partiellement régénérée. Le gaz obtenu, essentiellement des composés acides, peut être envoyé vers les étapes suivantes de la régénération, ou mélangé avec d'autres effluents acides récupérés lors de la régénération 25 thermique. La solution absorbante partiellement régénérée peut être dirigée vers la colonne de régénération thermique. Une fraction de cette solution partiellement régénérée peut être introduite dans ZA1 à un niveau intermédiaire de la colonne.
En référence à la figure 1, la solution absorbante appauvrie en hydrocarbures est évacuée par le conduit 4, chauffée par échange de chaleur dans El puis introduite par le conduit 5 dans la colonne de régénération thermique RE1. Les conditions de fonctionnement de RE1 sont fixées par le rebouilleur qui chauffe la solution en fond de RE1 et la quantité de reflux introduit en tête de RE1. On opère la colonne RE1, en général, à une température comprise entre 100 C et 140 C et à basse pression généralement comprise entre 1 et 5 bars, de manière à régénérer la solution absorbante à un niveau suffisant permettant de recycler la solution pour réaliser l'absorption du CO2 et de l'H2S dans la colonne ZA1. Le flux gazeux produit en tête de RE1 est partiellement condensé par refroidissement. Les condensats sont recyclés en tête de RE1 à titre de reflux. L'effluent gazeux non condensé qui est évacué par le conduit 12 est riche en composés acides. De préférence, on opère RE1 avec un taux de reflux compris entre 0,5 et 2, le taux de reflux étant le rapport entre la quantité molaire de condensat introduit en tête de RE1 et la quantité molaire d'effluent gazeux non condensé évacué par le conduit 12. Une fraction de la solution absorbante régénérée dans RE1 est évacuée par le conduit 6, puis est refroidie par échange de chaleur dans El avec la solution chargée en composés acides circulant dans le conduit 4. La solution absorbante évacuée de El est envoyée par le conduit 7 dans le bac de stockage STO. La colonne d'absorption ZA1 est alimentée en solution absorbante à partir de ce bac de stockage, la solution étant amenée par les conduits 8, 9 et 10 et par l'intermédiaire de la pompe P1. Comme représenté sur la figure 1, le contrôle de la température de la solution absorbante introduite dans ZA1 est réalisé au moyen de l'échangeur de chaleur E2. Une autre fraction de la solution absorbante obtenue dans RE1 est envoyée par le conduit 21 dans la deuxième colonne de régénération RE2. Le flux gazeux produit en tête de RE2 est partiellement condensé par refroidissement. Les condensats sont recyclés en tête de RE2 à titre de reflux.
L'effluent gazeux non condensé qui est évacué par le conduit 25 est riche en composés acides. RE2 peut être opérée dans des conditions de pression et de température similaires à RE1. De préférence, la pression de fonctionnement de RE2 est inférieure à celle de RE1. Par contre, le taux de reflux dans RE2 est supérieur à celui de RE1, de façon à produire une solution absorbante plus régénérée qu'en fond de RE1, c'est-à-dire que la solution absorbante évacuée en fond de RE1 comporte une teneur en composés acides supérieure à celle de la solution absorbante évacuée en fond de RE2. De préférence, le taux de reflux de RE2 est compris entre 1,5 et 4.
La solution absorbante super régénérée obtenue en fond de RE2 peut être utilisée dans le procédé décrit en référence à l'une des figures 1 à 4 pour traiter un ou plusieurs flux spécifiques du procédé. Selon l'invention, la solution absorbante super régénérée peut être utilisée dans les colonnes d'absorption ZA2 et/ou ZA3 décrites ci-après dans les procédés des figures 1 ou 2, ou bien dans les colonnes d'absorption ZA2 et/ou ZA5 décrites ci-après dans les procédés des figures 3 ou 4. Dans le cas où l'on souhaite convertir l'H2S en soufre élémentaire, on peut mettre en oeuvre une unité Claus. Dans ces cas, les effluents gazeux acides obtenus lors des régénérations effectuées dans RE1 et RE2 sont dirigés respectivement par les conduits 12 et 25 dans l'unité de traitement Claus CL. Par ailleurs, l'unité Claus est alimentée en air. Les technologies du traitement Claus, bien connues de l'homme de l'art, sont mises en oeuvre pour convertir l'H2S en soufre élémentaire, avec un rendement généralement compris entre 80% et 98%. Le soufre produit par le traitement Claus est évacué par la ligne 13. L'H2S non converti, ainsi que d'autres composés non convertis par le procédé Claus, sont évacués par le conduit 14, cet effluent étant couramment nommé "gaz de queue" du procédé Claus. Le gaz de queue du procédé Claus est envoyé dans la section catalytique CA, bien connue de l'homme de l'art, permettant de réduire en H2S l'ensemble des composés soufrés contenus dans ce gaz, notamment le SO2. Le gaz évacué de CA doit être désulfuré. Il est alors introduit par le conduit 15 dans la colonne d'absorption ZA2 pour être mis en contact avec une fraction de la solution absorbante super régénérée produite par RE2.
Une fraction, voire la totalité, de la solution obtenue en fond de RE2 peut être envoyée par le conduit 20 dans l'échangeur de chaleur E3 pour être refroidie, puis pompée par la pompe P2, et envoyée par les conduits 19, 18 et 17 dans ZA2. L'échangeur E4 permet d'ajuster la température de la solution super régénérée à une valeur qui peut être comprise entre 30 et 90 C. Dans 1 o ZA2, la solution absorbante capte l'H2S contenu dans le gaz de queue du procédé Claus de manière à produire un gaz désacidifié évacué par le conduit 16. La solution absorbante chargée en composés acides, essentiellement en H2S, est évacuée en fond de ZA2 par le conduit 22, chauffée dans l'échangeur de chaleur E3. 15 En fonction du débit de solution absorbante requis pour traiter le gaz de queue dans ZA2, la solution absorbante issue de ZA2, et évacuée par les conduits 23 et 24 et la pompe P3, peut être recyclée dans le ballon séparateur BS1, comme représenté sur la figure 1. Alternativement, cette solution absorbante peut être directement introduite dans RE1 ou RE2. 20 Eventuellement, en fonction de la quantité de composés acides contenus dans la solution absorbante circulant dans le conduit 23, une fraction de cette solution, entre 0% et 100%, peut être recyclée dans la colonne d'absorption ZA1. Cette fraction de solution peut être introduite dans ZA1 après avoir été mélangée à l'alimentation principale amenée par le conduit 10, 25 ou introduite dans ZA1 à un niveau d'injection différent de celui du conduit 10, les niveaux d'injection des différentes alimentations peuvent être choisis en fonction des teneurs en composés acides de ces différentes solutions absorbantes.
Le gaz sortant de ZA1 par le conduit 11 est appauvri en CO2 et H2S, mais contient encore une quantité de composés soufrés incompatible avec les spécifications requises pour le gaz naturel traité. Pour obtenir des spécifications poussées sur le gaz issu de ZA1, on peut utiliser avantageusement une fraction de solution absorbante super-régénérée obtenue en fond de RE2 pour éliminer les impuretés acides restantes, notamment les mercaptans et le COS. En effet, l'absence de quantité significative de CO2 ou d'H2S dans le gaz issu de ZA1 permet d'effectuer une réaction entre les composés basiques de la solution absorbante super-régénérée et les impuretés résiduelles contenues dans le gaz, telles les mercaptans ou le COS. Le gaz évacué de ZA1 par le conduit 11 est donc introduit dans la colonne d'absorption ZA3, dans laquelle il est mis en contact avec une fraction de la solution super-régénérée obtenue en fond de RE2. En référence à la figure 1, une fraction de solution est évacuée en fond de RE2 par le conduit 26, refroidie dans E5 puis envoyée et introduite dans ZA3 par l'intermédiaire des conduits 27, 28 et 29 et la pompe P4. L'échangeur de chaleur E6 permet, si nécessaire, d'ajuster la température de la solution introduite dans ZA3, de préférence à une température comprise entre 30 C et 80 C. La colonne ZA3 peut fonctionner à une pression identique à celle de la colonne ZA3, aux pertes de charge près.
Le gaz naturel désacidifié est évacué de ZA3 par le conduit 30. La solution absorbante obtenue en fond de ZA3 est envoyée par le conduit 31 dans l'échangeur de chaleur E5 pour être chauffée, puis dans l'échangeur E7 par le conduit 32. L'échangeur de chaleur E7 permet de contrôler la température de la solution, puis cette solution est amenée par le conduit 33 dans le ballon séparateur BS2. Les impuretés acides libérées sous forme gazeuse par variation de température de la solution absorbante sont séparées dans le ballon BS2 et envoyées par le conduit 34 dans l'unité de traitement Claus CL. La solution absorbante liquide obtenue en fond de BS2 est évacuée par le conduit 35, et peut être, comme représenté sur la figure 1, introduite dans le ballon de stockage STO. Alternativement, la solution absorbante évacuée de ZA3 par le conduit 31 peut être introduite dans le ballon de séparation BS1, ou 5 directement dans la colonne de séparation RE 1 ou RE2. La composition de la solution absorbante est choisie pour sa capacité à absorber les composés acides. On peut mettre en oeuvre une solution aqueuse comportant au moins 20%, en général entre 20% et 60%, en poids d'amine, de préférence des alcanolamines, par exemple de la monoéthanolamine, de la 10 diéthanolamine, de la méthyldiéthanolamine, de la diisopropanolamine. La solution peut contenir par ailleurs un tierce composé de façon à favoriser la solubilité physique des composés acides à absorber. Ce tierce composé peut être, par exemple et de façon non limitative, du méthanol, du sulfolane, des polyéthylèneglycols qui peuvent être éthérifiés, des pyrrolydones ou dérivés 15 comme par exemple la N-méthylpyrrolidone. Ce tierce composé peut représenter entre 0 à 100% en poids de l'amine. Dans le cas où le procédé selon l'invention met en oeuvre une unité Claus, on utilise de préférence une amine tertiaire qui présente une capacité et une affinité d'absorption de l'H2S plus importante et plus forte que par rapport 20 au CO2. Ainsi, les gaz acides libérés en tête sont riches en H2S, ce qui améliore le fonctionnement de l'unité Claus. Dans le cas où le procédé selon l'invention traite un gaz naturel riche en mercaptans et/ou en COS, on utilise de préférence une solution absorbante comportant des amines primaires ou secondaires. En effet, ces amines sont 25 très réactives et permettent de retirer au mieux les mercaptans et le COS.
Alternativement, en référence à la figure 2, la solution absorbante évacuée de ZA3 est utilisée pour laver l'effluent gazeux libéré par la détente dans le ballon BS1. Les références de la figure 2 identiques à celles de la figure 1 désignent les mêmes éléments. L'effluent gazeux issu de BS1 par le conduit 3 est fréquemment utilisé comme gaz combustible, couramment nommé "fuel gaz". Dans le cas d'une trop haute teneur en composés acides dans ce fuel gaz, il est nécessaire de prévoir une étape de désacidification. Les spécifications attendues sur le fuel gaz sont, par contre, notablement différentes de celles attendues sur le gaz naturel traité. Il est alors avantageux d'utiliser la solution absorbante issue de ZA3 pour réaliser cette désacidification, la faible teneur en composés acides de cette 1 o solution permettant d'assurer une élimination des composés acides en accord avec les spécifications requises sur le fuel gaz. En référence à la figure 2, la solution absorbante issue de ZA3 est introduite par le conduit 33 dans la colonne d'absorption ZA4. L'effluent gazeux issu de BS1 est introduit dans ZA4 par le conduit 3 et entre en contact 15 avec la solution absorbante arrivant par le conduit 33. L'effluent gazeux appauvri en composés acides issu de ZA4 est évacué par le conduit 40 et peut être utilisé comme "fuel gaz". La solution absorbante obtenue en fond de ZA4 est introduite par le conduit 41 dans la colonne de régénération RE1. Alternativement, la solution absorbante obtenue en fond de ZA4 peut être 20 introduite par le conduit 41 dans le ballon de détente BS1.
Le gaz appauvri en composés acides obtenu en tête de la colonne ZA1 dans le procédé décrit en référence avec la figure 1 peut également être purifié au moyen de solides adsorbants, couramment nommés tamis moléculaires. 25 Les références de la figure 3 identiques à celles de la figure 1 désignent les mêmes éléments. En référence à la figure 3, le gaz appauvri en composés acides évacué de ZA1 par le conduit 11 est déshydraté dans l'unité de déshydratation DH. L'unité DH peut mettre en oeuvre un procédé de déshydratation par glycol. Le gaz est mis en contact avec une solution de glycol, par exemple du triethylèneglycol, qui absorbe sélectivement l'eau contenue dans le gaz. La solution de glycol chargée en eau est ensuite régénérée thermiquement avant d'être recyclée. La déshydratation peut également être réalisée au moyen de tamis d'adsorption, par exemple des tamis de type 4A. Dans ce cas, la déshydratation peut être réalisée au moyen d'un solide adsorbant disposé dans la même enceinte que le solide ADS1 décrit ci-après. Le gaz déshydraté est introduit par le conduit 31 dans une enceinte pour traverser par percolation un solide ADS1 adsorbant notamment les mercaptans. On peut par exemple mettre en oeuvre des solides de type 13X. Ces procédés d'adsorption sont bien connus et couramment nommée TSA ("Thermal Swing Adsorption") et PSA ("Pressure Swing Adsorption"). Le gaz issu de ADS1 est purifié et est évacué par le conduit 32. Le solide ADS1 fonctionne en alternance avec au moins un deuxième solide ADS2. Pendant que l'un des solides ADS1 et ADS2 fonctionne en mode adsorption pour purifier le gaz déshydraté, l'autre solide est régénéré par balayage d'un gaz de régénération à haute pression et/ou à haute température. En référence à la figure 3, le gaz de régénération arrivant par le conduit 34 traverse ADS2 par percolation de manière à désorber les composés acides fixés par ADS2. Le gaz de régénération chargé en composés acides est évacué par le conduit 35, refroidi dans l'échangeur E9. Selon l'invention, on utilise la solution super-régénérée obtenue en fond de RE2 pour purifier le gaz de régénération. En effet, étant donné que la solution absorbante obtenue en fond de RE2 présente un très faible taux de charge en composés acides, elle permet d'assurer une bonne élimination des mercaptans contenus dans le gaz de régénération. Le gaz de régénération chargé en mercaptans issu de ADS2 est introduit dans ZA5 par le conduit 36. Dans ZA5, le gaz de régénération est mis en contact avec la solution super- régénérée introduite dans ZA5 par le conduit 29. Ensuite, selon le schéma présenté par la figure 3, la solution absorbante récupérée en fond de ZA5 par le conduit 41 peut subir le même traitement que dans le procédé décrit en référence à la figure 1. La solution absorbante est envoyée par les conduits 41, 42, et 43 dans BS2. Les composés acides gazeux issus de BS2 sont envoyés dans l'unité Claus CL par le conduit 44. La solution absorbante liquide obtenue en fond de BS2 est évacuée par le conduit 45 dans STO. Selon le procédé schématisé par la figure 3, le gaz de régénération est constitué d'une fraction du gaz traité ayant traversé ADS1. Alternativement, le gaz de régénération peut provenir d'une autre source, par exemple un gaz qui tourne en cycle fermé. En référence à la figure 3, on utilise une fraction du gaz, 5 à 15%, préférentiellement de 5 à 10%, du gaz ayant traversé ADS1 pour régénérer le solide ADS2. Cette fraction prélevée par le conduit 33 est chauffée dans l'échangeur de chaleur E8, puis amené au solide ADS2 par le conduit 34. Dans cette configuration, le gaz de régénération obtenu après lavage dans la colonne ZA5 est recyclé par les conduits 37 et 38 avec le gaz traité, avec un contrôle de la pression par le compresseur COMP, et une éventuelle étape de déshydratation non représentée sur la figure 3. Cette configuration présente l'avantage de laver dans ZA5 un faible débit de gaz concentré en mercaptans en comparaison avec les procédés décrits en relation avec les figures 1 et 2.
Alternativement, en référence à la figure 4, la solution absorbante récupérée en fond de ZA5 peut subir le même traitement que dans le procédé décrit en référence à la figure 2, c'est-à-dire que la solution absorbante est utilisée pour laver le gaz libéré dans le ballon BS1. Les références de la figure 4 identiques à celles de la figure 3 désignent les mêmes éléments. En effet, l'effluent gazeux issu de BS1 par le conduit 3 est fréquemment utilisé comme gaz combustible, couramment nommé "fuel gaz". Dans le cas d'une trop haute teneur en composés acides dans ce fuel gaz, il est nécessaire de prévoir une étape de désacidification. Les spécifications attendues sur le fuel gaz sont, par contre, notablement différentes de celles attendues sur le gaz naturel traité. Il est alorsavantageux d'utiliser la solution absorbante issue de ZA5 pour réaliser cette désacidification, la faible teneur en composés acides de cette solution permettant d'assurer une élimination des composés acides en accord avec les spécifications requises sur le fuel gaz. En référence à la figure 4, la solution absorbante issue de ZA5 est introduite par le conduit 43 dans la colonne d'absorption ZA6. L'effluent gazeux issu de BS1 est introduit dans ZA6 et entre en contact avec la solution absorbante arrivant par le conduit 43. Le gaz issu de ZA6 est évacué par le conduit 46 et peut être utilisé comme "fuel gaz". La solution absorbante obtenue en fond de ZA6 est introduite par le conduit 47 dans la colonne de régénération RE1. Alternativement, la solution absorbante obtenue en fond de ZA6 est introduite par le conduit 41 dans le ballon de détente BS1.
Les exemples numériques présentés ci-après permettent d'illustrer le fonctionnement des procédés selon l'invention.
Exemple 1 (comparatif, selon l'art antérieur) On considère une unité de traitement de gaz naturel composée d'un absorbeur haute pression Z1, dont le but est d'amener le gaz de vente aux spécifications commerciales requises, d'un régénérateur thermique Rl permettant de régénérer le solvant, d'une unité Claus permettant la transformation de l'H2S éliminé du gaz naturel en soufre solide et d'un absorbeur basse pression Z2 permettant de traiter les gaz de queue de l'unité Claus. Ce dernier permet de récupérer l'H2S non converti et de le recycler en amont de l'unité Claus. Le gaz obtenu en tête de l'absorbeur Z2 doit être aux spécifications, notamment en H2S, pour pouvoir être envoyé à l'incinérateur. Le solvant entrant dans l'absorbeur de traitement des gaz de queue est 5 10 15 régénéré dans le même régénérateur R1 que le solvant entrant dans l'absorbeur haute pression Z1.
Le gaz naturel traité a la composition donnée au tableau 1. Constituants Concentration _ hydrogène sulfuré 8,0 %mol dioxyde de carbone 2,5 %mol méthane 89,5 %mol Tableau 1
Le solvant utilisé dans les deux colonnes d'absorption Z1 et Z2 est la méthyldiéthanolamine diluée à 50% poids dans de l'eau.
Le gaz a une température de 40 C et pénètre dans la première colonne d'absorption Z1 à une pression de 60 bar, à un débit de 10000 Kmol/h. Le solvant arrive dans la première colonne d'absorption à une température de 57 C et à un débit de 500 m3/h.
Le gaz naturel sort à un débit de 9004 Kmol/h de la première colonne d'absorption avec la composition donnée au tableau 2. Constituants Concentration hydrogène sulfuré 3 ppmv dioxyde de carbone 0,50 %mol méthane 99,17 %mol eau 0,34 %mol Tableau 2 20 La solution d'amine, enrichie en composés acides (hydrogène sulfuré et dioxyde de carbone), sort de la colonne d'absorption haute pression Z1 et subit une détente, qui permet d'éliminer une partie des composés acides et hydrocarbures absorbés, dans un ballon. La solution d'amine sort du ballon de flash, pour aller directement vers' la colonne de régénération thermique R1.
Le gaz acide obtenu en tête de cette colonne est acheminé vers l'unité Claus afin d'y transformer l'H2S en soufre solide.
Le gaz de queue de l'unité Claus est acheminé vers la colonne d'absorption basse pression Z2. Il y est mis en contact avec le solvant afin de récupérer l'H2S non converti et de le recycler en amont de l'unité Claus. Le solvant arrive dans la colonne Z2 à une température de 58 C et un débit de 210 m3/h. Le gaz obtenu en tête de la colonne d'absorption Z2 a la composition donnée au tableau 3. Constituants Concentration hydrogène sulfuré 174 ppmv dioxyde de carbone 18,7 %mol azote 65,1 %mol eau 16,2 %mol Tableau 3 Ce gaz peut directement être envoyé vers l'incinérateur. Afin de pouvoir réaliser la récupération à basse pression de l'H2S dans la colonne Z2, la solution d'amine doit subir une régénération poussée dans la colonne de régénération thermique R1. La puissance à apporter aux 710 m3/h20 de solution d'amine dans la colonne de régénération permettant de réaliser cette régénération poussée est d'environ 60,5 MW.
Exemple 2 (selon l'invention) L'exemple 2 illustre le fonctionnement du procédé décrit en référence à la figure 1.
Le même gaz naturel, de même composition que dans l'exemple 1 (voir tableau 1), est traité dans la colonne d'absorption ZA1.
Le solvant arrive dans la première colonne d'absorption à la même température et au même débit que dans l'exemple 1.
Le gaz naturel sort à un débit de 9000 Kmol/h de la première colonne d'absorption avec la composition donnée au tableau 4. Constituants Concentration hydrogène sulfuré 4 ppmv dioxyde de carbone 0,56 %mol méthane 99,10 %mol eau 0,34 %mol Tableau 4
La solution d'amine, enrichie en composés acides (hydrogène sulfuré et dioxyde de carbone), sort de la colonne d'absorption haute pression ZA1 et 20 subit une détente, qui permet d'éliminer une partie des composés acides et hydrocarbures absorbés, dans un ballon. La solution d'amine sort du ballon de flash, pour aller directement vers la colonne de régénération thermique RE1.15 Le gaz acide obtenu en tête de cette colonne RE1 est acheminé vers l'unité Claus afin d'y transformer l'HZS en soufre solide.
Le régénérateur thermique RE1 régénère 710 m3/h de solvant à un niveau de régénération permettant de réaliser les spécifications sur le gaz de vente dans la colonne d'absorption ZA1. 210 m3/h de ce solvant sont prélevés et acheminés vers le régénérateur thermique RE2, où une régénération plus poussée est réalisée.
Le gaz de queue de l'unité Claus est acheminé vers la colonne d'absorption basse pression ZA2. Il y est mis en contact avec le solvant issu de RE2 afin de récupérer l'HZS non converti et de le recycler en amont de l'unité Claus. Le solvant arrive dans la colonne ZA2 à une température de 58 C et un débit de 210 m3/h. Le gaz obtenu en tête de la colonne d'absorption ZA2 a la même composition que celle donnée au tableau 3.
Ce gaz peut directement être envoyé vers l'incinérateur.
La puissance totale à apporter aux 710 m3/h de solution d'amine dans 20 les deux colonnes RE1 et RE2 est d'environ 37 MW, soit une économie d'énergie d'environ 38 % par rapport à l'exemple de l'art antérieur.
Claims (10)
1) Procédé de traitement d'un gaz naturel comportant du méthane, et des composés acides, tels que le CO2, l'H2S, le COS et des mercaptans, dans lequel on effectue les étapes suivantes : a) on met en contact le gaz naturel avec une solution absorbante comportant des amines en solution dans une phase aqueuse, de manière à éliminer le CO2 et l'H2S contenus dans le gaz, pour obtenir un gaz naturel appauvri en CO2 et en H2S et une solution absorbante enrichie en CO2 et H2S, b) on introduit la solution enrichie en CO2 et H2S obtenue à l'étape a), dans une première colonne de régénération thermique opérée de manière à libérer un premier effluent gazeux riche en H2S et en CO2 et à obtenir une solution absorbante régénérée, une première fraction de ladite solution absorbante régénérée étant recyclée à l'étape a), c) on prélève une deuxième fraction de la solution absorbante régénérée et on introduit ladite deuxième fraction dans une deuxième colonne de régénération thermique de manière à obtenir une solution absorbante super-régénérée et un deuxième effluent gazeux riche en H2S et CO2, et dans lequel on effectue l'une des étapes suivantes : d) on traite le premier et le deuxième effluent dans une unité Claus de manière à convertir l'H2S en soufre élémentaire, l'H2S non converti étant évacué sous forme de gaz de queue de l'unité Claus, et on met en contact les gaz de queue avec au moins une fraction de la solution superrégénérée pour produire des gaz de queue désulfurés, e) on met en contact le gaz naturel appauvri en CO2 et en H2S obtenu à l'étape a) avec une fraction de la solution absorbante super-régénérée demanière à obtenir un gaz naturel appauvri en COS et en mercaptans et une solution absorbante enrichie en COS et en mercaptans, f) on déshydrate le gaz naturel appauvri en CO2 et en H2S obtenu à l'étape a), le gaz déshydraté traversant par percolation un premier solide adsorbant pour produire un gaz naturel désacidifié, un deuxième solide adsorbant étant régénéré en étant traversé par percolation par un gaz de purge, et le gaz de purge obtenu est mis en contact avec une fraction de la solution absorbante super-régénérée de manière à obtenir un gaz de purge appauvri en COS et en mercaptans et une solution absorbante 1 o enrichie en COS et en mercaptans.
2) Procédé selon la revendication 1, dans lequel le taux de reflux de la deuxième colonne étant supérieur à celui de la première colonne, le taux de reflux correspondant au rapport entre la quantité molaire de condensat 15 introduit en tête d'une des colonnes et la quantité molaire d'effluent gazeux non condensé évacué de la colonne, le condensat étant obtenu par refroidissement de l'effluent gazeux libéré dans la colonne.
3) Procédé selon la revendication 2, dans lequel le taux de reflux de la 20 première colonne est compris entre 0,5 et 2, le taux de reflux de la deuxième colonne est compris entre 1,5 et
4. 4) Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, dans lequel la solution absorbante enrichie en COS et en mercaptans obtenue à l'une des étapes d), e) 25 et f) est détendue de manière à libérer un troisième effluent gazeux qui est traité dans l'unité Claus.
5) Procédé selon l'une des revendication 1 à 4, dans lequel on effectue une détente de la solution absorbante enrichie en CO2 et en H2S obtenue à l'étape a) de manière à libérer un gaz comportant des hydrocarbures.
6) Procédé selon la revendication 5, dans lequel on met en contact le gaz, libéré à l'étape lors de la détente, avec la solution absorbante enrichie en COS et en mercaptans obtenue à l'une des étapes e) et f) de manière à produire un gaz combustible.
7) Procédé selon les revendications 1 à 6, dans lequel, à l'étape f), le gaz de purge est constitué par une fraction comprise entre 5 et 15% du gaz naturel désacidifié.
8) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la première et la deuxième colonne de régénération thermique sont opérées à une pression comprise entre 1 et 5 bars et à une température comprise entre 100 C et 140 C.
9) Procédé selon l'une des revendications 1 à 8, dans lequel on effectue les 20 étapes d) et e).
10) Procédé selon l'une des revendications 1 à 8, dans lequel on effectue les étapes d) et f).
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| Date | Code | Title | Description |
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| CD | Change of name or company name | ||
| ST | Notification of lapse |
Effective date: 20150130 |