FR3053770A1 - Procede de liquefaction de gaz naturel et de recuperation d'eventuels liquides du gaz naturel comprenant un cycle refrigerant semi-ouvert au gaz naturel et deux cycles refrigerant fermes au gaz refrigerant - Google Patents

Procede de liquefaction de gaz naturel et de recuperation d'eventuels liquides du gaz naturel comprenant un cycle refrigerant semi-ouvert au gaz naturel et deux cycles refrigerant fermes au gaz refrigerant Download PDF

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Abstract

L'invention concerne un procédé de liquéfaction d'un gaz naturel comprenant un mélange d'hydrocarbures dont majoritairement du méthane, le procédé comprenant un cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel dans lequel les éventuels liquides du gaz naturel sont condensés et sont séparés du flux d'alimentation de gaz naturel, ce dernier traversant un échangeur de chaleur cryogénique principal (4) pour contribuer par échange thermique au pré-refroidissement d'un flux principal de gaz naturel (F-P) et au refroidissement d'un flux initial de gaz réfrigérant (G-0), un premier cycle réfrigérant fermé au gaz réfrigérant et un second cycle réfrigérant fermé au gaz réfrigérant permettant d'assurer le complément de pré-refroidissement du gaz réfrigérant et du gaz naturel, la liquéfaction du flux principal de gaz naturel, et le sous-refroidissement du gaz naturel liquéfié. L'invention concerne également une installation de liquéfaction de gaz naturel pour la mise en œuvre d'un tel procédé.

Description

Titulaire(s) : SAIPEM S.A. Société anonyme.
Demande(s) d’extension
Mandataire(s) : CABINET BEAU DE LOMENIE Société civile.
PROCEDE DE LIQUEFACTION DE GAZ NATUREL ET DE RECUPERATION D'EVENTUELS LIQUIDES DU GAZ NATUREL COMPRENANT UN CYCLE REFRIGERANT SEMI-OUVERT AU GAZ NATUREL ET DEUX CYCLES REFRIGERANT FERMES AU GAZ REFRIGERANT.
FR 3 053 770 - A1 (5/) L'invention concerne un procédé de liquéfaction d'un gaz naturel comprenant un mélange d'hydrocarbures dont majoritairement du méthane, le procédé comprenant un cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel dans lequel les éventuels liquides du gaz naturel sont condensés et sont séparés du flux d'alimentation de gaz naturel, ce dernier traversant un échangeur de chaleur cryogénique principal (4) pour contribuer par échange thermique au pré-refroidissement d'un flux principal de gaz naturel (F-P) et au refroidissement d'un flux initial de gaz réfrigérant (G-0), un premier cycle réfrigérant fermé au gaz réfrigérant et un second cycle réfrigérant fermé au gaz réfrigérant permettant d'assurer le complément de pré-refroidissement du gaz réfrigérant et du gaz naturel, la liquéfaction du flux principal de gaz naturel, et le sous-refroidissement du gaz naturel liquéfié. L'invention concerne également une installation de liquéfaction de gaz naturel pour la mise en oeuvre d'un tel procédé.
Figure FR3053770A1_D0001
Figure FR3053770A1_D0002
Titre de l'invention
Procédé de liquéfaction de gaz naturel et de récupération d'éventuels liquides du gaz naturel comprenant un cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel et deux cycles réfrigérant fermés au gaz réfrigérant
Arrière-plan de l'invention
La présente invention se rapporte au domaine général de la liquéfaction de gaz naturel à base majoritairement de méthane pour produire du GNL, pour Gaz Naturel Liquéfié, appelé également LNG en anglais (pour « Liquefied Natural Gas »).
Un domaine particulier mais non limitatif d'application de l'invention est celui des installations flottantes de liquéfaction de gaz naturel, appelées FLNG en anglais (pour « Floating Liquéfaction of Natural Gas »), qui permettent de réaliser une liquéfaction du gaz naturel offshore, sur un navire ou sur tout autre support flottant en mer.
Le gaz naturel à base majoritairement de méthane qui est utilisé pour produire du GNL est soit un sous-produit issu des champs pétroliers, c'est-à-dire produit en association avec du pétrole brut, auquel cas il est en quantité faible ou moyenne, soit un produit majeur issu de champs de gaz.
Lorsque le gaz naturel est associé en faible quantité avec du pétrole brut, il est généralement traité et séparé puis réinjecté dans les puits de pétrole, exporté par pipeline et/ou utilisé sur place, notamment comme carburant pour alimenter des générateurs de puissance électrique, des fours ou des chaudières.
Lorsque le gaz naturel est issu de champs de gaz et produit en haute quantité, on cherche à l'inverse à le transporter de manière à pouvoir l'utiliser dans d'autres régions que celles dans laquelle il a été produit. A cet effet, le gaz naturel peut être transporté dans des cuves de navires de transport spécialisés (appelés « méthaniers ») sous forme de liquide cryogénique (à une température de l'ordre de -160°C) et à une pression proche de la pression atmosphérique ambiante.
La liquéfaction du gaz naturel en vue de son transport s'effectue généralement à proximité du site de production de gaz et nécessite des installations de grande échelle et des quantités d'énergie mécanique considérables pour des capacités de production pouvant atteindre plusieurs millions de tonnes par an. L'énergie mécanique nécessaire au procédé de liquéfaction peut être produite sur le site de l'installation de liquéfaction en utilisant une partie du gaz naturel comme combustible.
Le gaz naturel doit subir un traitement préalablement à sa liquéfaction afin d'en extraire les gaz acides (en particulier le dioxyde de carbone), l'eau (pour éviter qu'elle ne gèle dans l'installation de liquéfaction), le mercure (pour éviter les risques de dégradation des équipements en aluminium de l'installation de liquéfaction) et une partie des liquides du gaz naturel, appelés également NGLs en anglais (pour « Natural Gas Liquids »). Les NGLs comprennent l'ensemble des hydrocarbures plus lourds que le méthane présents dans le gaz naturel et susceptibles d'être condensés. Les NGLs comprennent notamment de l'éthane, du propane, des butanes, des pentanes et des hydrocarbures plus lourds que les pentanes présents dans le gaz naturel. Parmi ces hydrocarbures, il est en particulier critique d'extraire en amont des installations de liquéfaction le benzène, la plus grande partie des pentanes et les autres hydrocarbures plus lourds pour éviter qu'ils ne gèlent dans l'installation de liquéfaction.
L'extraction de NGLs est soit intégrée à l'installation de liquéfaction du gaz naturel, soit effectuée dans une unité dédiée en amont de l'installation de liquéfaction. Dans le premier cas, cette extraction est généralement réalisée à une pression relativement élevée (de l'ordre de 4 à 5 MPa) alors que dans le second cas, elle est la plupart du temps réalisée à une pression plus basse (de l'ordre de 2 à 4 MPa).
Une extraction de NGLs intégrée à la liquéfaction du gaz naturel comme décrite par exemple dans la publication US 4,430,103 présente l'avantage d'être simple. Néanmoins, ce type de procédé ne fonctionne qu'à une pression inférieure à la pression critique du gaz à liquéfier, ce qui nuit à l'efficacité de la liquéfaction. De plus ce type de procédé effectue typiquement la séparation du gaz naturel et des NGLs à une pression de l'ordre de 4 à 5 MPa. Or, à ces pressions, la sélectivité de l'extraction de NGLs est faible. En effet, une portion significative de méthane est extraite en même temps que les NGLs. Un traitement en aval est alors généralement nécessaire pour rejeter ce méthane.
Par ailleurs, à une pression de l'ordre de 4 à 5 MPa, les densités du liquide et du gaz naturel sont relativement proches, ce qui rend la conception et l'opération de ballons séparateurs et de colonnes à distiller délicates (en particulier dans le cadre d'une application sur un support flottant).
Une extraction de NGLs à une pression de l'ordre de 2 à 4 MPa en amont de l'installation de liquéfaction dans une unité dédiée comme décrite par exemple dans la publication US 4,157,904 permet d'atteindre des taux de récupération de NGLs élevés avec une bonne sélectivité (i.e. peu de méthane extrait). Elle permet également de s'assurer que le gaz d'alimentation de la liquéfaction soit à la pression optimale pour la liquéfaction (typiquement au moins équivalente à la pression critique) par l'utilisation d'un re-compresseur dédié. Par contre, une telle extraction de NGLs requiert des équipements nombreux et complexes et nécessite des quantités d'énergie mécanique non négligeables pour la re-compression du gaz naturel.
Aussi, la façon dont les NGLs sont extraits a un impact significatif sur le coût et le degré de complexité de l'usine de liquéfaction, sur les performances de la liquéfaction et sur l'efficacité énergétique de l'usine de liquéfaction dans son ensemble.
Différents procédés de liquéfaction du gaz naturel ont été développés afin d'optimiser leur rendement énergétique global. Dans leur principe, ces procédés de liquéfaction reposent typiquement sur une réfrigération mécanique du gaz naturel obtenue grâce à un ou plusieurs cycles thermodynamiques de réfrigération fournissant la puissance thermique nécessaire au refroidissement et à la liquéfaction du gaz naturel. Dans chaque cycle thermodynamique mis en oeuvre par ces procédés, le réfrigérant comprimé (sous forme de gaz) est refroidi (et éventuellement condensé) par une source thermique ayant une température supérieure à celle du fluide réfrigéré et appelée « source chaude » (eau, air, autre cycle de réfrigération) puis davantage refroidi par un flux de gaz froid généré par le cycle thermodynamique lui-même avant d'être détendu. Le flux de réfrigérant froid à basse température résultant de cette détente est utilisé pour refroidir le gaz naturel et prérefroidir le réfrigérant. Le réfrigérant gazeux à basse pression est à nouveau comprimé à son niveau de pression initial (par l'intermédiaire de compresseurs entraînés par des turbines à gaz, des turbines à vapeur ou des moteurs électriques).
Au cours de ces cycles thermodynamiques de réfrigération, la puissance nécessaire à la réfrigération et la liquéfaction du gaz naturel peut être fournie soit par la vaporisation et réchauffement d'un réfrigérant liquide, l'essentiel de la puissance de réfrigération étant produite par la chaleur latente mise en jeu lors du changement d'état, soit par réchauffement d'un réfrigérant froid sous forme de gaz. Dans le cas d'un gaz réfrigérant, la température du réfrigérant est typiquement abaissée par détente de pression au travers d'une turbine de détente (en anglais « gas expander »). L'effet de refroidissement produit par le réfrigérant se présente majoritairement sous la forme d'une chaleur sensible.
Dans le cas d'un réfrigérant liquide, la température du réfrigérant est généralement abaissée par détente au travers d'une vanne et/ou d'une turbine de détente liquide (en anglais « liquid expander »). L'effet de refroidissement produit par le réfrigérant se présente principalement sous la forme d'une chaleur latente (et, dans une moindre mesure, sous la forme d'une chaleur sensible). Comme la chaleur latente est bien plus élevée que la chaleur sensible, les débits de réfrigérant qui sont nécessaires pour obtenir une même puissance de réfrigération sont plus élevés pour les cycles thermodynamiques recourant à un réfrigérant sous forme de gaz que pour les cycles thermodynamiques recourant à un réfrigérant sous forme de liquide.
Aussi, pour une même capacité de liquéfaction, les cycles thermodynamiques de réfrigération utilisant comme réfrigérant un gaz nécessitent des compresseurs de réfrigération de plus haute capacité et des conduites de diamètre plus élevés que pour les cycles thermodynamiques de réfrigération utilisant comme réfrigérant un liquide. Les cycles thermodynamiques à réfrigérant gazeux sont également généralement moins efficaces que les cycles thermodynamiques à réfrigérant liquide, notamment parce que l'écart de température entre le fluide subissant la réfrigération et le fluide réfrigérant est en moyenne plus élevé pour un cycle à réfrigérant gazeux ce qui contribue à accroître les pertes d'efficacité par irréversibilité.
D'un autre côté, les cycles thermodynamiques de réfrigération à réfrigérant liquide mettent en oeuvre des inventaires massiques de réfrigérant plus élevés que les cycles thermodynamiques à réfrigérant gazeux. Lorsque les fluides réfrigérant utilisés sont inflammables ou toxiques, les cycles thermodynamiques à réfrigérant liquide ont un niveau de sécurité intrinsèque plus faible que les procédés à réfrigérant gazeux, en particulier si l'on compare des cycles thermodynamiques à réfrigérant liquide utilisant des hydrocarbures comme réfrigérant avec des cycles thermodynamiques qui utilisent comme réfrigérant un gaz inerte comme l'azote. Ce point est particulièrement critique dans un environnement où de nombreux équipements sont concentrés dans un espace restreint et notamment sur une installation offshore. Par ailleurs, les cycles thermodynamiques de réfrigération utilisant des réfrigérants liquides sont sensibles aux mouvements, notamment lorsqu'ils sont embarqués à bord d'une installation flottante de liquéfaction, ce qui n'est pas le cas des cycles à réfrigérant gazeux. Les cycles thermodynamiques de réfrigération utilisant des réfrigérants liquides sont ainsi efficaces mais présentent un certain nombre d'inconvénients, en particulier pour une application offshore sur un support flottant.
Différents procédés de liquéfaction utilisant des cycles thermodynamiques de réfrigération à réfrigérant gazeux ont été proposés. On connaît par exemple des documents US 5,916,260, WO 2005/071333, WO 2009/130466, WO 2012/175889 et WO 2013/057314 des procédés de liquéfaction à double ou triple détente d'azote dans lesquels de l'azote réchauffé en sortie d'un échangeur de chaleur est comprimé. Au refoulement des compresseurs, l'azote est refroidi et détendu par des turbines afin d'être utilisé pour refroidir et liquéfier le gaz naturel.
De tels procédés de liquéfaction à détente d'azote présentent des avantages certains en termes de simplicité, de sécurité intrinsèque et de robustesse qui les rendent particulièrement appropriés à une application sur un support flottant offshore. Néanmoins, ces procédés sont également peu efficaces. Ainsi un procédé utilisant des réfrigérants liquides produit typiquement de l'ordre de 30% de GNL de plus qu'un procédé à double détente d'azote (à puissance mécanique dépensée équivalente).
On connaît par ailleurs des documents WO 2007/021351 et US 6,412,302 des procédés de liquéfaction du gaz naturel combinant des détentes de gaz naturel et d'azote. Ces procédés permettent d'améliorer l'efficacité de la liquéfaction mais n'intègrent pas l'extraction des NGLs à la liquéfaction. Or cette extraction peut requérir des équipements nombreux et complexes et/ou avoir un impact négatif sur l'efficacité de la liquéfaction.
On connaît enfin des documents US 7,225,636 et WO 2009/017414 des procédés de liquéfaction de gaz naturel combinant des cycles de réfrigération pour la liquéfaction du gaz naturel par turbine de détente gaz et une extraction de NGLs. Cependant, ces procédés présentent un certain nombre de désavantages. En particulier, dans ces deux documents, l'extraction des NGLs se fait à une pression relativement élevée ce qui induit une sélectivité de séparation faible, tandis que la liquéfaction du gaz naturel se fait à basse pression (sous la pression critique), ce qui nuit à son efficacité.
Objet et résumé de l'invention
La présente invention a donc pour but principal de pallier de tels inconvénients en proposant un procédé de liquéfaction utilisant des cycles thermodynamiques à réfrigérant gazeux et ayant une efficacité plus élevée que les procédés de liquéfaction de l'art antérieur tout en proposant une méthode simple et compacte d'extraction d'éventuels NGLs, qui soit intégrée au procédé de liquéfaction et qui offre une meilleure optimisation énergétique globale que les procédés de l'art antérieur.
Conformément à l'invention, ce but est atteint grâce à un procédé de liquéfaction d'un gaz naturel comprenant un mélange d'hydrocarbures dont majoritairement du méthane, le procédé comprenant :
a) un cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel dans lequel, successivement :
un flux d'alimentation de gaz naturel à une pression PO préalablement traité pour en extraire les gaz acides, l'eau et le mercure est mélangé à un flux de gaz naturel, détendu à une pression Pl et sa température abaissée à une température Tl au moyen d'une turbine de détente à température ambiante de sorte à obtenir une condensation d'éventuels liquides du gaz naturel contenus dans le gaz naturel, les éventuels liquides du gaz naturel qui ont été condensés sont séparés du flux d'alimentation de gaz naturel, ce dernier traversant alors un échangeur de chaleur cryogénique principal pour former un premier flux de gaz naturel contribuant par échange thermique, d'une part au pré-refroidissement d'un flux principal de gaz naturel circulant à contrecourant au travers de l'échangeur de chaleur cryogénique principal et, d'autre part, au refroidissement d'un flux initial de gaz réfrigérant circulant à contre-courant dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal, en sortie de l'échangeur de chaleur cryogénique principal, le premier flux de gaz naturel qui est à une température T2 supérieure à Tl et voisine de la température d'une source chaude est comprimé à une pression P2 au moyen d'un compresseur entraîné par la turbine de détente à température ambiante avant d'être admis à l'aspiration d'un compresseur de gaz naturel pour y être davantage comprimé à une pression P3 supérieure à P2 et former un deuxième flux de gaz naturel, le deuxième flux de gaz naturel au refoulement du compresseur de gaz naturel est pour partie détendu et mélangé au flux d'alimentation de gaz naturel en amont de la turbine de détente à température ambiante, et pour partie forme le flux principal de gaz naturel qui traverse l'échangeur de chaleur cryogénique principal afin d'y être refroidi jusqu'à une température T3 suffisamment basse pour permettre la liquéfaction du gaz naturel ;
b) un premier cycle réfrigérant fermé au gaz réfrigérant dans lequel, successivement :
un flux initial de gaz réfrigérant à une température T4 voisine de la température de la source chaude et préalablement comprimé par un compresseur de gaz réfrigérant est circulé dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal pour y être refroidi par échange thermique avec le premier flux de gaz naturel et des premier et deuxième flux de gaz réfrigérant, une fraction du flux initial de gaz réfrigérant est extraite de l'échangeur de chaleur cryogénique principal à une température T5 inférieure à T4 puis est dirigée vers une turbine de détente à température intermédiaire pour que sa température soit réduite par détente jusqu'à une température T6 inférieure à T5 avant d'être réintroduite dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal pour former le premier flux de gaz réfrigérant contribuant au refroidissement du flux principal de gaz naturel et du flux initial de gaz réfrigérant ;
à la sortie de l'échangeur de chaleur cryogénique principal, le premier flux de gaz réfrigérant qui est à une température T7 supérieure à T6 et voisine de la température de la source chaude est dirigé vers un compresseur entraîné par la turbine de détente à température intermédiaire pour y être comprimé avant d'être refroidi puis dirigé vers l'aspiration du compresseur de gaz réfrigérant ; et
c) un second cycle réfrigérant fermé au gaz réfrigérant dans lequel, successivement :
une fraction restante du flux initial de gaz réfrigérant circulant dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal est extraite de ce dernier à une température T8 inférieure à T5 puis est dirigée vers une turbine de détente à basse température pour que sa température soit réduite par détente jusqu'à une température T9 inférieure à T8, le deuxième flux de gaz réfrigérant ainsi formé étant réintroduit dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal pour contribuer au refroidissement du flux principal de gaz naturel et du flux initial de gaz réfrigérant ;
à la sortie de l'échangeur de chaleur cryogénique principal, le deuxième flux de gaz réfrigérant qui est à une température T10 supérieure à T9 et voisine de la température de la source chaude est dirigé vers un compresseur entraîné par la turbine de détente à basse température pour y être comprimé avant d'être mélangé au premier flux de gaz réfrigérant en amont du compresseur entraîné par la turbine de détente à température intermédiaire.
Le procédé de liquéfaction selon l'invention comprend un cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel et deux cycles réfrigérant fermés au gaz réfrigérant. Le cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel a une triple fonction : extraire les liquides du gaz naturel (NGLs) lourds éventuellement présents dans le gaz naturel notamment pour éviter les problèmes de gel dans la section froide de l'installation de liquéfaction, augmenter la pression du gaz naturel avant sa liquéfaction pour améliorer l'efficacité du processus de liquéfaction, et pré-refroidir le gaz naturel et le gaz réfrigérant. Les deux cycles réfrigérant fermés au gaz réfrigérant ont pour fonction d'assurer le complément de pré-refroidissement du gaz réfrigérant et du gaz naturel, la liquéfaction du flux principal de gaz naturel, et le sous-refroidissement du gaz naturel liquéfié. Le gaz réfrigérant utilisé est typiquement de l'azote.
Il a été calculé que le procédé selon l'invention présente un rapport de puissance mécanique consommée par tonne de GNL produit pour des conditions équivalentes de l'ordre de 12% plus faible qu'un procédé à deux cycles réfrigérant à l'azote, 7% plus faible qu'un procédé à trois cycles réfrigérant à l'azote, et 5% plus faible qu'un procédé à un cycle réfrigérant au gaz naturel et deux cycles réfrigérant à l'azote lorsque ces procédés sont associés à une unité d'extraction de NGL en amont de la liquéfaction nécessitant une re-compression du gaz (cette puissance de re-compression étant prise en compte dans la comparaison). La puissance consommée par tonne de GNL produite par le procédé selon l'invention est ainsi plus basse que pour les procédés connus de l'art antérieur, ce qui montre une efficacité plus élevée pour ce procédé.
Le procédé selon l'invention intègre à la liquéfaction l'extraction des liquides du gaz naturel (NGLs) lourds, ce qui améliore l'efficacité énergétique globale de l'usine de liquéfaction de gaz naturel et permet de se dispenser de recourir à des installations dédiées à cette extraction. Le procédé de prétraitement du gaz naturel s'en trouve simplifié. De plus, l'extraction étant réalisée à basse pression, peu d'hydrocarbures légers (en particulier le méthane) sont entraînés au cours de ce processus d'extraction, ce qui permet de traiter les NGLs lourds en utilisant un procédé simple de mise en oeuvre.
Les deux cycles réfrigérant au gaz réfrigérant du procédé selon l'invention sont fermés. Aussi, le seul appoint en gaz réfrigérant qui soit nécessaire peut être facilement produit (en l'occurrence lorsque le gaz réfrigérant comprend majoritairement de l'azote). En particulier, aucune unité dédiée n'est requise pour l'importation, la production, le traitement ou le stockage d'hydrocarbures liquides utilisés comme réfrigérant. L'implantation du procédé selon l'invention s'en trouve ainsi grandement facilitée.
Le procédé selon l'invention présente un niveau élevé de sécurité intrinsèque. En effet, les inventaires massiques d'hydrocarbures sont limités (en particulier par rapport à un procédé utilisant des hydrocarbures sous forme liquide comme réfrigérant). L'implantation du procédé selon l'invention s'en trouve facilitée.
Enfin, le procédé est particulièrement approprié à une installation de liquéfaction du gaz naturel en mer, telle que par exemple à bord d'un FLNG, en raison de son haut niveau de sécurité intrinsèque, du fait qu'il ne requiert pas de stockage de réfrigérants et que le procédé est insensible aux mouvements.
Au cours du cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel, le flux d'alimentation de gaz naturel est avantageusement mélangé avec du gaz naturel plus léger provenant du refoulement du compresseur de gaz naturel avant d'être détendu dans la turbine à température ambiante sans pré-refroidissement dans l'échangeur cryogénique principal, ce qui permet de produire de manière efficace un flux froid assurant le prérefroidissement du gaz naturel et du gaz réfrigérant et d'extraire d'éventuels NGLs à basse pression avec une excellente sélectivité.
Au cours du cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel, le flux d'alimentation de gaz naturel à l'échappement de la turbine de détente à température ambiante peut être introduit dans un séparateur à la sortie duquel un flux de liquides du gaz naturel est récupéré.
Dans ce cas, une fraction du flux de liquides du gaz naturel récupéré est avantageusement réchauffée et partiellement vaporisée en vue de faciliter son traitement en aval. De même, le flux de liquides du gaz naturel récupéré est avantageusement utilisé pour refroidir une fraction du flux initial de gaz réfrigérant de façon à améliorer l'efficacité globale du procédé de liquéfaction.
Selon une disposition avantageuse, la pression du flux de gaz naturel principal est supérieure à la pression critique du gaz naturel, ce qui permet de maximiser l'efficacité de la liquéfaction et assure que la liquéfaction se fasse sans changement de phase.
L'invention a également pour objet une installation (qui peut être flottante) de liquéfaction de gaz naturel pour la mise en oeuvre du procédé tel que défini précédemment, l'installation comprenant un compresseur de gaz naturel et un compresseur de gaz réfrigérant, une turbine de détente à température ambiante couplée à un compresseur destinés à détendre et comprimer du gaz naturel, une turbine de détente à température intermédiaire couplée à un compresseur destinés à détendre et comprimer du gaz réfrigérant, une turbine de détente à basse température couplée à un compresseur destinés à détendre et comprimer du gaz réfrigérant, et un échangeur de chaleur cryogénique principal.
De préférence, le compresseur de gaz naturel et le compresseur de gaz réfrigérant sont entraînés par une même machine d'entraînement fournissant la puissance nécessaire à l'augmentation de pression du gaz naturel à liquéfier ainsi qu'à la compression des fluides circulant dans les trois cycles réfrigérants. La consommation de puissance mécanique nécessaire pour ces fonctions est ainsi optimisée de manière à maximiser la production de GNL tout en minimisant le nombre d'équipements.
De préférence, la turbine de détente à basse température et la turbine de détente à température intermédiaire sont montées en parallèle, leurs compresseurs respectifs étant montés en série.
De préférence également, le compresseur de gaz naturel est en aval du compresseur entraîné par la turbine de détente à température ambiante et le compresseur de gaz réfrigérant est en aval du compresseur entraîné par la turbine de détente à température intermédiaire.
L'installation peut comprendre en outre un séparateur destiné à la séparation des liquides du gaz naturel éventuellement contenus dans le gaz naturel.
Description détaillée de l'invention
D'autres caractéristiques et avantages de la présente invention ressortiront de la description faite ci-dessous, en référence à la figure unique annexée qui en illustre un exemple de réalisation dépourvu de tout caractère limitatif.
Le procédé de liquéfaction selon l'invention s'applique notamment (mais pas exclusivement) au gaz naturel provenant de champs de gaz. Typiquement, ce gaz naturel comprend majoritairement du méthane et se trouve en combinaison avec d'autres gaz, principalement des hydrocarbures en C2, C3, C4, C5, C6, des gaz acides, de l'eau, et des gaz inertes dont l'azote, ainsi que diverses impuretés dont le mercure.
La figure unique représente un exemple d'installation 2 pour la mise en œuvre du procédé de liquéfaction de gaz naturel selon l'invention.
En substance, le procédé de liquéfaction selon l'invention recourt à trois cycles thermodynamiques de réfrigération, à savoir un cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel, et deux cycles réfrigérant fermés au gaz réfrigérant.
Par ailleurs, le procédé selon l'invention utilise comme gaz réfrigérant de préférence un gaz comprenant majoritairement de l'azote, ce qui rend le procédé particulièrement adapté à une mise en oeuvre offshore, typiquement sur une installation flottante de liquéfaction de gaz naturel (appelée en anglais FLNG pour « Floating Liquéfaction of Natural Gas »).
Comme représenté sur la figure, cette installation de liquéfaction 2 ne nécessite qu'un seul échangeur de chaleur cryogénique principal 4, ce dernier pouvant être constitué d'un assemblage d'échangeurs de chaleur en aluminium brasés qui est installé dans une boîte froide (appelée « cold box » en anglais).
L'installation de liquéfaction 2 selon l'invention nécessite également trois turbodétendeurs (appelés « turbo-expander » en anglais), à savoir un turbodétendeur à température ambiante 6 dédié au gaz naturel, un turbodétendeur à température intermédiaire 8 et un turbodétendeur à basse température 10, les turbodétendeurs à température intermédiaire et à basse température étant dédiés au gaz réfrigérant.
De manière connue, un turbodétendeur est une machine tournante qui est composée d'une turbine de détente de gaz (ici respectivement une turbine de détente à température ambiante 6a, une turbine de détente à température intermédiaire 8a et une turbine de détente à basse température 10a) et d'un compresseur de gaz (ici respectivement un compresseur 6b, un compresseur 8b et un compresseur 10b) entraîné par la turbine de détente de gaz.
De façon avantageuse, la turbine de détente à basse température 10a et la turbine de détente à température intermédiaire 8a dédiées au gaz réfrigérant sont montées en parallèle, tandis que leurs compresseurs 10b, 8b correspondant respectifs sont montés en série.
L'installation de liquéfaction 2 selon l'invention comprend encore un compresseur de gaz naturel 12 et un compresseur de gaz réfrigérant 14, ces deux compresseurs 12, 14 étant de préférence entraînés par une même machine d'entraînement ME, par exemple une turbine à gaz fournissant la puissance nécessaire à l'augmentation de pression du gaz naturel à liquéfier ainsi qu'à la compression des fluides circulant dans les trois cycles réfrigérants.
Comme il sera détaillé ultérieurement, le compresseur de gaz naturel remplit une triple fonction : pressuriser et assurer la circulation du gaz naturel de manière à fournir suffisamment de puissance de réfrigération pour contribuer au pré-refroidissement du gaz naturel et du gaz réfrigérant, re-comprimer le gaz naturel qui a été détendu pour l'extraction de NGLs lourds, et assurer que le gaz naturel à liquéfier soit à la pression optimale pour maximiser l'efficacité de la liquéfaction.
Quant au compresseur de gaz réfrigérant, il a pour fonction de pressuriser et d'assurer la circulation du gaz réfrigérant de manière à permettre d'obtenir la puissance de réfrigération nécessaire pour contribuer au pré-refroidissement du gaz naturel et du gaz réfrigérant et assurer la liquéfaction et le sous-refroidissement du gaz naturel.
L'installation de liquéfaction 2 comprend encore un séparateur 16 destiné à la séparation des NGLs éventuellement contenus dans le gaz naturel, et un ballon 18 destiné à permettre une séparation entre les gaz de flash et le gaz naturel liquéfié (GNL).
On décrira maintenant les différentes étapes du procédé de liquéfaction de gaz naturel selon l'invention.
Préalablement au cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel, le gaz naturel subit un prétraitement destiné à le rendre propre à la liquéfaction. Ce prétraitement comprend notamment un traitement pour extraire du gaz naturel les gaz acides (dont le dioxyde de carbone), ces gaz acides pouvant notamment geler dans l'installation de liquéfaction. Le prétraitement comprend également un traitement de déshydratation pour extraire du gaz naturel l'eau et un traitement de démercurisation, le mercure risquant de dégrader les équipements en aluminium de l'installation de liquéfaction (dont l'échangeur de chaleur cryogénique principal 4).
Le flux d'alimentation de gaz naturel F-0 sort de cette phase préalable de prétraitement typiquement à une pression PO comprise entre 5 et 10 MPa et une température T0 voisine de la température de la source chaude. Par « source chaude », on entend ici la source thermique qui est utilisée pour refroidir les flux non cryogéniques du procédé de liquéfaction. Cette source chaude peut typiquement être l'air ambiant, l'eau de mer, de l'eau douce refroidie par l'eau de mer, un fluide refroidi par un cycle réfrigérant auxiliaire ou une combinaison de plusieurs de ces sources.
Ce flux F-0 est mélangé au flux de gaz naturel F-2-1 provenant de l'installation de liquéfaction (et décrit ultérieurement) et alimente le cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel.
Comme indiqué précédemment, ce cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel a une triple fonction : extraction des NGLs lourds éventuellement présents dans le gaz naturel, pressurisation du gaz naturel avant sa liquéfaction, et pré-refroidissement du gaz naturel et du gaz réfrigérant.
A cet effet, le flux d'alimentation de gaz naturel F-0 (combiné au flux de gaz naturel F-2-1 décrit ultérieurement) traverse la turbine de détente à température ambiante 6a à l'échappement (i.e. sortie) de laquelle sa pression PI est abaissée à une pression comprise entre 1 et
2,5 MPa et sa température Tl est abaissée à une température comprise entre -40°C et -60°C. Cette phase de détente du flux d'alimentation de gaz naturel conduit à une condensation d'éventuels NGLs (pour « Natural Gas Liquids » en anglais) lourds contenus dans le gaz naturel.
Par NGLs lourds, on entend ici l'essentiel des hydrocarbures en C5 (pentanes), C6 (hexanes, benzène) et plus qui sont contenus dans le gaz naturel, ainsi qu'une portion plus restreinte et variable d'éthane, de propane et de butanes et une portion très limitée de méthane.
Avec la condensation des NGLs lourds, le flux de gaz naturel à l'échappement de la turbine de détente à température ambiante 6a est dirigé vers l'entrée du séparateur 16.
Typiquement, ce séparateur 16 comprend deux compartiments séparés par un plateau à cheminée. Les NGLs sont séparés du gaz naturel dans le premier compartiment du séparateur et sont dirigés du fond de ce premier compartiment vers le deuxième compartiment en passant par un rebouilleur de NGLs 17.
Le rebouilleur de NGLs 17 réchauffe le flux de liquides du gaz naturel F-NGL tout en refroidissant une partie du gaz réfrigérant (flux G-0-i décrit ultérieurement), ce qui permet d'une part d'utiliser ce flux de NGL comme réfrigérant, et d'autre part d'évaporer les composés les plus volatils du flux de liquides du gaz naturel F-NGL (en particulier le méthane) afin de faciliter le traitement aval de ce flux.
Le flux de liquides du gaz naturel F-NGL-L sortant du deuxième compartiment du séparateur 16 est dirigé vers une unité de traitement des NGLs 20.
Cette unité de traitement 20 est une unité qui permet de traiter les NGLs lourds, et notamment de séparer les butanes et hydrocarbures plus légers des pentanes et hydrocarbures plus lourds pour former en sortie un flux de liquides du gaz naturel légers F-G (appelé ci-après flux de NGLs légers F-G) et un flux d'essences de gaz naturel. En sortie de l'unité de traitement des NGLs, ce flux de NGLs légers F-G qui comprend majoritairement de l'éthane, du propane et des butanes est destiné à être réinjecté dans le gaz à liquéfier si cela est compatible avec la spécification de GNL visée (ou valorisé hors de l'installation de liquéfaction si ce n'est pas le cas).
Par ailleurs, une fraction F-NGL-i du flux de liquides du gaz naturel F-NGL peut être dirigée vers un refroidisseur de NGLs 19 pour fournir la puissance thermique nécessaire à l'opération de cet échangeur. En particulier, une fraction F-G-l du flux de liquides de gaz légers F-G est refroidie dans le refroidisseur de NGLs 19 et réinjectée dans le séparateur
16. En contrôlant le débit de réinjection de ce flux F-G-l dans le séparateur, il est ainsi possible d'améliorer l'extraction de NGLs lourds et en particulier de réduire la quantité résiduelle de benzène dans le gaz de sortie du séparateur.
On notera que cette réinjection de la fraction F-G-l refroidie du flux de liquides de gaz légers F-G dans le séparateur n'est pas nécessaire si les quantités de benzène et d'hydrocarbures en C5 et plus dans le flux d'alimentation de gaz naturel sont faibles. On notera également que le refroidissement du flux de liquides de gaz légers F-G peut être réalisé directement dans l'échangeur cryogénique principal 4 si un échangeur dédié à cet effet n'est pas prévu.
En sortie du séparateur 16, le flux de gaz naturel débarrassé des hydrocarbures lourds (résidu gaz) est à une température acceptable pour assurer un pré-refroidissement du gaz à liquéfier et du gaz réfrigérant. A cet effet, ce résidu gaz forme un premier flux de gaz naturel F-l qui traverse l'échangeur de chaleur cryogénique principal.
Lorsqu'il traverse l'échangeur de chaleur cryogénique principal, le premier flux de gaz naturel F-l refroidit par échange thermique, d'une part un flux principal de gaz naturel F-P circulant à contre-courant dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal, et d'autre part un flux initial de gaz réfrigérant G-0 circulant à contre-courant dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal.
En sortie de l'échangeur de chaleur cryogénique principal, le premier flux de gaz naturel F-l est à une température T2 supérieure à Tl et voisine de la température de la source chaude. Il est envoyé vers le compresseur 6b entraîné par la turbine de détente à température ambiante 6a pour y être comprimé à une pression P2, typiquement comprise entre 2 et 4 MPa.
Au refoulement (i.e. en sortie) du compresseur 6b, le flux de gaz naturel traverse un refroidisseur de gaz naturel 21 puis est introduit en aspiration (i.e. en entrée) du compresseur de gaz naturel 12 pour y être davantage comprimé à une pression P3 supérieure à P2 et PO (et de préférence supérieure à la pression critique du gaz naturel) et former à la sortie un deuxième flux de gaz naturel F-2. Typiquement, la pression P3 pourra être comprise entre 6 et 10 MPa.
Dans ce compresseur de gaz naturel 12, le flux de gaz naturel pourra être comprimé en deux phases successives de compression entre lesquelles le flux de gaz naturel pourra être refroidi par un refroidisseur de gaz naturel 22.
Le deuxième flux de gaz naturel F-2 au refoulement du compresseur de gaz naturel 12 passe au travers d'un autre refroidisseur de gaz naturel 24 puis est séparé en deux fractions de flux : une fraction de flux F-2-1 est détendue et mélangée au flux d'alimentation de gaz naturel F-0 en amont de la turbine de détente à température ambiante 6a, et la fraction restante de ce flux forme le flux principal de gaz naturel F-P qui traverse l'échangeur de chaleur cryogénique principal 4.
On notera que la détente de la fraction du flux F-2-1 peut se faire soit au moyen d'une simple vanne de contrôle 23 (comme représenté sur la figure), soit au moyen d'une turbine de détente.
Le flux principal de gaz naturel F-P traverse l'échangeur de chaleur cryogénique principal afin d'y être refroidi jusqu'à une température
T3 (typiquement comprise entre -140°C et -160°C) suffisamment basse pour assurer la liquéfaction du gaz naturel.
Lors de son passage dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal, le flux principal de gaz naturel F-P est plus précisément refroidi par échange thermique à contre-courant avec le premier flux de gaz naturel F-l, et les premier et deuxième flux de gaz réfrigérant G-l, G-2 (décrits ultérieurement).
A la sortie de l'échangeur de chaleur cryogénique principal, le flux principal de gaz naturel a ainsi été refroidi à une température permettant sa liquéfaction. Celui-ci subit une détente de Joule-Thomson en traversant une vanne 26 jusqu'à atteindre une pression voisine de la pression atmosphérique. Alternativement, cette détente pourrait être réalisée au moyen d'une turbine de détente liquide pour améliorer son efficacité.
La détente du gaz naturel liquéfié a pour effet de générer des gaz de flash qui sont séparés du gaz naturel liquéfié dans le ballon 18 dédié à cet effet. En sortie du ballon, le flux de gaz naturel liquéfié GNL débarrassé des gaz de flash est envoyé vers les cuves de stockage de GNL.
Quant aux gaz de flash F-F, ils sont envoyés dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal pour être réchauffés à une température TU typiquement comprise entre -50°C et -110°C, puis vers une unité de traitement du gaz de flash, ce qui permet de réduire les besoins en puissance de réfrigération dans la section froide de l'échangeur de chaleur cryogénique principal.
On décrira maintenant le premier cycle réfrigérant fermé au gaz réfrigérant (ici majoritairement de l'azote) qui a pour but d'assurer le complément du pré-refroidissement du gaz réfrigérant et du gaz naturel, ainsi que la liquéfaction et le sous-refroidissement du flux principal de gaz naturel.
Le compresseur de gaz réfrigérant 14 délivre un flux initial de gaz réfrigérant G-0 qui, après refroidissement dans un refroidisseur de gaz réfrigérant 32, se trouve à une température T4 voisine de la température de la source chaude.
Ce flux initial de gaz réfrigérant G-0 est majoritairement circulé dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal 4 pour y être refroidi en cédant sa chaleur par échange thermique avec le premier flux de gaz naturel F-l et les premier et deuxième flux de gaz réfrigérant G-l, G-2 circulant à contre-courant dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal.
Comme indiqué précédemment, une faible fraction G-0-i du flux initial de gaz réfrigérant est acheminée vers le rebouilleur de NGLs 17 qui fournit la chaleur nécessaire à la chauffe du flux de liquides de gaz F-NGL tout en utilisant le flux de liquides du gaz naturel F-NGL pour refroidir le flux G-0-i.
Une fraction G-0-1 du flux initial de gaz réfrigérant G-0 qui est circulée dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal 4 est extraite de celui-ci à une température T5 (par exemple comprise entre -30°C et -60°C) inférieure à la température T4.
Cette fraction G-0-1 du flux initial est alors dirigée vers la turbine de détente à température intermédiaire 8a afin d'abaisser sa température jusqu'à une température T6 (par exemple comprise entre -80°C et -110°C) inférieure à la température T5 avant d'être mélangée à la fraction G-0-i refroidie par le flux de liquides de gaz F-NGL. Ce mélange est réintroduit dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal pour former le premier flux de gaz réfrigérant G-l contribuant au refroidissement du flux principal de gaz naturel F-P et du flux initial de gaz réfrigérant G-0 comme décrit précédemment.
A la sortie de l'échangeur de chaleur cryogénique principal, le premier flux de gaz réfrigérant G-l se trouve à une température T7 voisine de la température de la source chaude. Il est alors dirigé vers le compresseur 8b entraîné par la turbine de détente à température intermédiaire 8a pour y être comprimé avant d'être refroidi par un refroidisseur de gaz réfrigérant 28, puis dirigé vers l'aspiration du compresseur de gaz réfrigérant 14.
On notera que dans le compresseur de gaz réfrigérant 14, le flux de gaz réfrigérant pourra être comprimé en deux phases successives de compression entre lesquelles le flux de gaz réfrigérant pourra être refroidi par un autre refroidisseur de gaz réfrigérant 30.
On décrira maintenant le second cycle fermé au gaz réfrigérant qui a notamment pour but d'assurer la liquéfaction et le sousrefroidissement du gaz naturel.
A cet effet, la fraction restante G-0-2 du flux initial de gaz réfrigérant G-0 circulant dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal 4 est extraite de ce dernier à une température T8 (par exemple comprise entre -80°C et -110°C) qui est inférieure à la température T5 à laquelle est extraite l'autre fraction G-0-1 du flux initial de gaz réfrigérant.
Cette fraction restante G-0-2 est dirigée vers la turbine de détente à basse température 10a pour que sa température soit abaissée par détente jusqu'à une température T9 (par exemple comprise entre -140°C et -160°C) inférieure à la température T8 avant d'être réintroduite dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal pour former le deuxième flux de gaz réfrigérant G-2 assurant un refroidissement du flux principal de gaz naturel F-P et du flux initial de gaz réfrigérant G-0 comme décrit précédemment.
A sa sortie de l'échangeur de chaleur cryogénique principal, le deuxième flux de gaz réfrigérant G-2 est à une température T10 supérieure à T9 et voisine de la température de la source chaude. Ce flux est dirigé vers le compresseur 10b entraîné par la turbine de détente à basse température 10a pour y être comprimé avant d'être mélangé au premier flux de gaz réfrigérant G-l en amont du compresseur 8b et être ensuite redirigé vers le compresseur de gaz réfrigérant 14.

Claims (14)

  1. REVENDICATIONS
    1. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel comprenant un mélange d'hydrocarbures dont majoritairement du méthane, le procédé comprenant :
    a) un cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel dans lequel, successivement :
    un flux d'alimentation de gaz naturel (F-0) à une pression PO préalablement traité pour en extraire les gaz acides, l'eau et le mercure est mélangé à un flux de gaz naturel, détendu à une pression Pl et sa température abaissée à une température Tl au moyen d'une turbine de détente à température ambiante (6a) de sorte à obtenir une condensation d'éventuels liquides du gaz naturel contenus dans le gaz naturel, les éventuels liquides du gaz naturel qui ont été condensés sont séparés du flux d'alimentation de gaz naturel, ce dernier traversant alors un échangeur de chaleur cryogénique principal (4) pour former un premier flux de gaz naturel (F-l) contribuant par échange thermique, d'une part au pré-refroidissement d'un flux principal de gaz naturel (F-P) circulant à contre-courant au travers de l'échangeur de chaleur cryogénique principal et, d'autre part, au refroidissement d'un flux initial de gaz réfrigérant (G-0) circulant à contre-courant dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal, en sortie de l'échangeur de chaleur cryogénique principal, le premier flux de gaz naturel (F-l) qui est à une température T2 supérieure à Tl et voisine de la température d'une source chaude est comprimé à une pression P2 au moyen d'un compresseur (6b) entraîné par la turbine de détente à température ambiante (6a) avant d'être admis à l'aspiration d'un compresseur de gaz naturel (12) pour y être davantage comprimé à une pression P3 supérieure à P2 et former un deuxième flux de gaz naturel (F-2), le deuxième flux de gaz naturel (F-2) au refoulement du compresseur de gaz naturel est pour partie détendu et mélangé au flux d'alimentation de gaz naturel (F-0) en amont de la turbine de détente à température ambiante, et pour partie forme le flux principal de gaz naturel (F-P) qui traverse l'échangeur de chaleur cryogénique principal afin d'y être refroidi jusqu'à une température T3 suffisamment basse pour permettre la liquéfaction du gaz naturel ;
    b) un premier cycle réfrigérant fermé au gaz réfrigérant dans lequel, successivement :
    un flux initial de gaz réfrigérant (G-0) à une température T4 voisine de la température de la source chaude et préalablement comprimé par un compresseur de gaz réfrigérant (14) est circulé dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal (4) pour y être refroidi par échange thermique avec le premier flux de gaz naturel (F-l) et des premier et deuxième flux de gaz réfrigérant (G-l, G-2), une fraction (G-0-1) du flux initial de gaz réfrigérant (G-0) est extraite de l'échangeur de chaleur cryogénique principal à une température T5 inférieure à T4 puis est dirigée vers une turbine de détente à température intermédiaire (8a) afin que sa température soit réduite par détente jusqu'à une température T6 inférieure à T5 avant d'être réintroduite dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal pour former le premier flux de gaz réfrigérant (G-l) contribuant au refroidissement du flux principal de gaz naturel (F-P) et du flux initial de gaz réfrigérant (G-0) ;
    à la sortie de l'échangeur de chaleur cryogénique principal, le premier flux de gaz réfrigérant (G-l) qui est à une température T7 supérieure à T6 et voisine de la température de la source chaude est dirigé vers un compresseur (8b) entraîné par la turbine de détente à température intermédiaire (8a) pour y être comprimé avant d'être refroidi puis dirigé vers l'aspiration du compresseur de gaz réfrigérant (14) ; et
    c) un second cycle réfrigérant fermé au gaz réfrigérant dans lequel, successivement :
    une fraction restante (G-0-2) du flux initial de gaz réfrigérant (G-0) circulant dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal (4) est extraite de ce dernier à une température T8 inférieure à T5 puis est dirigée vers une turbine de détente à basse température (10a) afin que sa température soit réduite par détente jusqu'à une température T9 inférieure à T8, le deuxième flux de gaz réfrigérant (G-2) ainsi formé étant réintroduit dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal pour contribuer au refroidissement du flux principal de gaz naturel (F-P) et du flux initial de gaz réfrigérant (G-0) ;
    à la sortie de l'échangeur de chaleur cryogénique principal, le deuxième flux de gaz réfrigérant (G-2) qui est à une température T10 supérieure à T9 et voisine de la température de la source chaude est dirigé vers un compresseur (10b) entraîné par la turbine de détente à basse température (10a) pour y être comprimé avant d'être mélangé au premier flux de gaz réfrigérant (G-l) en amont du compresseur (8b) entraîné par la turbine de détente à température intermédiaire.
  2. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel, au cours du cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel, le flux d'alimentation de gaz naturel (F-0) est détendu et sa température abaissée au moyen de la turbine de détente à température ambiante (6a) sans subir de prérefroidissement préalable dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal.
  3. 3. Procédé selon l'une des revendications 1 et 2, dans lequel, au cours du cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel, le flux d'alimentation de gaz naturel à l'échappement de la turbine de détente à température ambiante (6a) est introduit dans un séparateur (16) à la sortie duquel un flux de liquides du gaz naturel (F-NGL) est récupéré.
  4. 4. Procédé selon la revendication 3, dans lequel une fraction (FNGL-i) du flux de liquides du gaz naturel (F-NGL) récupéré est réchauffée et partiellement vaporisée en vue de faciliter son traitement en aval.
  5. 5. Procédé selon l'une des revendications 3 et 4, dans lequel le flux de liquides du gaz naturel (F-NGL) récupéré est utilisé pour refroidir une fraction (G-0-i) du flux initial de gaz réfrigérant de façon à améliorer l'efficacité globale du procédé de liquéfaction.
  6. 6. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, dans lequel la pression du flux principal de gaz naturel (F-P) est supérieure à la pression critique du gaz naturel.
  7. 7. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, dans lequel :
    la température Tl est comprise entre -40°C et -60°C ; la température T3 est comprise entre -140°C et -160°C ; la température T5 est comprise entre -30°C et -60°C ; la température T6 est comprise entre -80°C et -110°C ; la température T8 est comprise entre -80°C et -110°C ; la température T9 est comprise entre -140°C et -160°C ; la pression PO est comprise entre 5 et 10 MPa ; la pression PI est comprise entre 1 et 2,5 MPa ; la pression P2 est comprise entre 2 et 4 MPa ; et la pression P3 est comprise entre 6 et 10 MPa.
  8. 8. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 7, dans lequel le gaz réfrigérant comprend majoritairement de l'azote.
  9. 9. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 8, dans lequel il est mis en oeuvre à bord d'une installation de liquéfaction de gaz naturel en mer.
  10. 10. Installation de liquéfaction de gaz naturel pour la mise en oeuvre du procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 9, comprenant :
    un compresseur de gaz naturel (12) et un compresseur de gaz réfrigérant (14) ;
    une turbine de détente à température ambiante (6a) couplée à un compresseur (6b) destinés à détendre et comprimer du gaz naturel ;
    une turbine de détente à température intermédiaire (8a) couplée à un compresseur (8b) destinés à détendre et comprimer du gaz réfrigérant ;
    une turbine de détente à basse température (10a) couplée à un compresseur (10b) destinés à détendre et comprimer du gaz réfrigérant ; et un échangeur de chaleur cryogénique principal (4).
  11. 11. Installation selon la revendication 10, dans laquelle le compresseur de gaz naturel (12) et le compresseur de gaz réfrigérant (14) sont entraînés par une même machine d'entraînement (ME) fournissant la puissance nécessaire à l'augmentation de pression du gaz naturel à
    5 liquéfier ainsi qu'à la compression des fluides circulant dans les trois cycles réfrigérants.
  12. 12. Installation selon l'une des revendications 10 et 11, dans laquelle la turbine de détente à basse température et la turbine de détente
    10 à température intermédiaire sont montées en parallèle, leurs compresseurs respectifs étant montés en série.
  13. 13. Installation selon l'une quelconque des revendications 10 à 12, dans laquelle le compresseur de gaz naturel (12) est en aval du
    15 compresseur entraîné par la turbine de détente à température ambiante (6b) et le compresseur de gaz réfrigérant (14) est en aval du compresseur entraîné par la turbine de détente à température intermédiaire (8b).
  14. 14. Installation selon l'une quelconque des revendications 10 à
    20 13, comprenant en outre un séparateur (16) destiné à la séparation des liquides du gaz naturel éventuellement contenus dans le gaz naturel.
    1/1
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