FR3058509A3 - Vaporiseur-condenseur a bain pour un procede de separation cryogenique d'un courant de gaz naturel - Google Patents

Vaporiseur-condenseur a bain pour un procede de separation cryogenique d'un courant de gaz naturel Download PDF

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Abstract

Procédé de séparation cryogénique d'un courant d'alimentation de gaz naturel en un gaz contenant les composés les plus volatils du courant d'alimentation et en un produit liquide contenant les composés les plus lourds du courant d'alimentation, comprenant au moins les étapes suivantes : - Etape a) : condensation au moins partielle d'un courant d'alimentation de gaz naturel dans un premier système d'échange de chaleur; - Etape b) : introduction du courant au moins partiellement condensé issu de l'étape a) dans une colonne d'absorption à un niveau d'introduction situé dans la partie inférieure de ladite colonne d'absorption, ladite colonne d'absorption produisant, en tête, un courant gazeux contenant les composés les plus volatils et en cuve, un produit liquide ; - Etape c) : introduction du produit liquide issu de l'étape b) dans une colonne de fractionnement pour obtenir, en cuve de colonne de fractionnement, un produit liquide contenant les composés les plus lourds du courant d'alimentation et, en tête de colonne de fractionnement, un distillat, au moins partiellement condensé ; Etape d) : introduction, à un niveau situé dans la partie supérieure de la colonne d'absorption, de la phase gazeuse du distillat condensé issu de l'étape c) comme courant d'alimentation de la colonne d'absorption ; caractérisé en ce que le distillat issu de l'étape c) est condensé dans un vaporiseur-condenseur à bain installé dans une virole surmontant la colonne de fractionnement.

Description

La présente invention concerne un procédé de séparation cryogénique d’un courant d’alimentation de gaz naturel en un gaz contenant les composés les plus volatils du courant d’alimentation et en un produit liquide contenant les composés les plus lourds du courant d’alimentation.
Lors de l’exploitation de gisements de gaz naturel, de nombreuses étapes peuvent être prévues. Une étape après le séchage et l’enlèvement des impuretés relativement classique est la séparation des liquides associés au gaz naturel (NGL).
Il est souvent souhaitable de séparer les hydrocarbures lourds, ou plus généralement les NGL (Natural Gas Liquids) du gaz naturel, par exemple tels que l’éthane, le butane, le propane, des hydrocarbures en C5+ et C6+ (c'est-à-dire ayant au moins cinq atomes de carbone et ayant plus de six atomes de carbone). L’intérêt de cette étape peut être multiple mais souvent il s’agit de valoriser divers produits (éthane, propane...) qui sont généralement vendus largement plus cher que le produit gaz naturel. Il est en particulier fréquent de commercialiser des hydrocarbures ayant au moins trois atomes de carbone en tant que produits propane, butane et condensats.
De nombreuses installations industrielles ont été décrites permettant le fractionnement de charges gazeuses en un gaz résiduaire contenant les composés les plus volatils de la charge et en un produit liquide contenant les composés-les plus lourds de la charge, cela en vue d'obtenir dans ledit produit liquide un composant donné de la charge avec un taux de récupération élevé. A cet égard, on peut citer par exemple la récupération du gaz de pétrole liquéfié (hydrocarbures en ayant trois ou quatre atomes de carbone) à partir de gaz naturel ou de raffinerie, la récupération d'éthane destinée en particulier à alimenter des unités de vapocraquage, ou la désulfuration et le dégazolinage de gaz naturels par récupération des composés soufrés tels que l'oxysulfure de carbone et les mercaptans.
Plusieurs technologies existent pour produire des hydrocarbures ayant au moins trois atomes de carbone à partir de gaz naturel.
Une des plus efficaces est un procédé mettant en oeuvre un turbo-détendeur à deux colonnes dans lequel la première colonne est un absorbeur dédié à pousser la récupération de propane le plus possible et la deuxième colonne est un dé-éthaniseur.
La condensation du flux en tête de de-éthaniseur est souvent réalisée en partie avec le fluide venant de la cuve d’absorbeur.
Un tel procédé est décrit dans les documents US 4,690,702 et US 5,114,450.
De tels procédés peuvent s’avérer compliqués à contrôler et nécessitent des investissements dans des composants assez onéreux comme des pompes.
Les inventeurs de la présente invention ont alors mis au point une solution permettant de résoudre les problèmes soulevés ci-dessus.
La présente invention a pour objet un procédé tel que défini dans les revendications 1 à 4.
Selon un autre mode de réalisation, l’invention a aussi pour objet un appareil tel que défini à la revendication 5.
Le courant d'hydrocarbures à liquéfier est généralement un flux de gaz naturel obtenu à partir de champs de gaz naturel, des réservoirs de pétrole ou d’un réseau de gaz domestique distribué via des pipelines.
Habituellement, le flux de gaz naturel est composé essentiellement de méthane. De préférence, le courant d'alimentation comprend au moins 80% mol de méthane. En fonction de la source, le gaz naturel contient des quantités d'hydrocarbures plus lourds que le méthane, tels que par exemple l'éthane, le propane, le butane et le pentane ainsi que certains hydrocarbures aromatiques. Le flux de gaz naturel contient également des produits non-hydrocarbures tels que H2O, N2, CO2, H2S et d'autres composés soufrés, le mercure et autres.
Le flux d'alimentation contenant le gaz naturel est donc prétraité avant d’être introduit dans l’échangeur de chaleur permettant la première étape de refroidissement du procédé objet de la présente invention. Ce prétraitement comprend la réduction et/ou l’élimination des composants indésirables tels que le CO2 et le H2S, ou d'autres étapes telles que le pré-refroidissement et/ou la mise sous pression.
Etant donné que ces mesures sont bien connues de l'homme de l'art, elles ne sont pas davantage détaillées ici. L'expression "gaz naturel" telle qu'utilisée dans la présente demande se rapporte à toute composition contenant des hydrocarbures dont au moins du méthane.
Cela comprend une composition « brute » (préalablement à tout traitement ou lavage), ainsi que toute composition ayant été partiellement, substantiellement ou entièrement traitée pour la réduction et/ou élimination d'un ou plusieurs composés, y compris, mais sans s'y limiter, le soufre, le dioxyde de carbone, l'eau, le mercure et certains hydrocarbures lourds et aromatiques. L'échangeur de chaleur peut être tout échangeur thermique, toute unité ou autre agencement adapté pour permettre le passage d'un certain nombre de flux, et ainsi permettre au moins un système d’échange de chaleur direct ou indirect entre une ou plusieurs lignes de fluide réfrigérant, et un ou plusieurs flux d'alimentation.
Un vaporiseur-condenseur à bain est par exemple du type tel que décrit dans la demande de brevet EP 1 087 194. L’invention sera décrite de manière plus détaillée en se référant à la figure.
La figure illustre le schéma d’un mode de réalisation d’une mise en oeuvre d’un procédé selon l’invention.
Sur la figure, un flux d’alimentation de gaz naturel 1 est introduit dans un échangeur de chaleur principal 2 afin d’être refroidi. Le gaz ainsi refroidi 3 est partiellement condensé et introduit dans pot un séparateur de phases 4. La phase gaz 5 en tête de pot séparateur de phases 4 est introduite dans une turbine 6 afin de récupérer l’énergie de détente et de condenser une partie du courant 5, puis est introduite dans une colonne d’absorption 7 comprenant une partie inférieure 7’ et une partie supérieure 7”. La phase liquide 8 en cuve de pot séparateur de phases 4 est introduite après détente 9 dans la colonne d’absorption 7. La colonne d’absorption produit en cuve de colonne un liquide et en tête de colonne, un gaz résiduaire 11. Le liquide 10 est réchauffé dans un échangeur de chaleur 12 dans lequel il est partiellement vaporisé. Le courant ainsi réchauffé 13 est ensuite introduit dans l’échangeur principal 2, cette introduction 13 est alors fortement diphasique.
En tête de colonne d’absorption 7, le gaz résiduaire 11 qui ne contient que les produits plus volatils que l’éthane est réchauffé dans l’échangeur de chaleur principal 2, le courant qui en résulte 14, est ensuite comprimé et envoyé dans une unité de traitement A.
Le courant 13’ en sortie d’échangeur de chaleur 2 issu de la cuve de la colonne d’absorption 7, est introduit dans une colonne de fractionnement 15.
Cette colonne 15 produit en cuve 16, un produit liquide rebouilli 18 à l’aide d’un rebouilleur 17 afin d’obtenir un liquide riche en propane et appauvri en éthane.
En tête 19 de colonne de fractionnement 15, un gaz 20 est produit. Ce gaz 15 est condensé dans l’échangeur de chaleur 12 et le produit 21 qui sort de cet échangeur 12 est introduit dans un pot séparateur de phases 22. La phase gazeuse 23 en tête du pot séparateur de phases 22 sert de reflux à la colonne d’absorption 7. Le liquide 25 en cuve du pot séparateur de phases 22 sert de reflux 26 en tête de la colonne de fractionnement 15. Une pompe n’est pas nécessaire pour pomper le liquide 25. Cet arrangement avec la mise en œuvre d’un vaporiseur-condenseur à bain présente l’avantage d’être très facile à contrôler tout en intégrant l’échangeur et la colonne de fractionnement et sans utiliser de pompe (schéma thermo-siphon).

Claims (5)

  1. REVENDICATIONS
    1. Procédé de séparation cryogénique d’un courant d’alimentation (1) de gaz naturel en un gaz contenant les composés les plus volatils (14) du courant d’alimentation (1) et en un produit liquide (18) contenant les composés les plus lourds du courant d’alimentation (1), comprenant au moins les étapes suivantes : Etape a) : condensation au moins partielle d’un courant d’alimentation (1) de gaz naturel dans un premier système d’échange de chaleur (2); Etape b) : introduction du courant au moins partiellement condensé (3) issu de l’étape a) dans une colonne d’absorption (7) à un niveau d’introduction situé dans la partie inférieure de ladite colonne d’absorption, ladite colonne d’absorption produisant, en tête, un courant gazeux (11) contenant les composés les plus volatils et en cuve, un produit liquide (10); Etape c) : introduction du produit liquide issu de l’étape b) dans une colonne de fractionnement (15) pour obtenir, en cuve (16) de colonne de fractionnement (15), un produit liquide (18) contenant les composés les plus lourds du courant d’alimentation et, en tête (19) de colonne de fractionnement, un distillât (21), au moins partiellement condensé ; Etape d) : introduction, à un niveau situé dans la partie supérieure de la colonne d’absorption (7), de la phase gazeuse (23) du distillât condensé (21) issu de l’étape c) comme courant d’alimentation (24) de la colonne d’absorption (7) ; caractérisé en ce que le distillât (21) issu de l’étape c) est condensé dans un vaporiseur-condenseur à bain installé dans une virole surmontant la colonne de fractionnement (15).
  2. 2. Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce que le vaporiseur-condenseur à bain contient au moins un échangeur de chaleur (12) alimenté en fluide frigorifique par le produit liquide (10) issu de l’étape b).
  3. 3. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que la phase liquide (25) du distillât condensé (21) issu de l’étape c) est utilisée comme reflux (26) en tête de la colonne de fractionnement (15).
  4. 4. Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce qu’aucune pompe est nécessaire pour la mise en place dudit reflux.
  5. 5. Unité de séparation cryogénique d’un courant d’alimentation (1) de gaz naturel permettant la mise en œuvre du procédé tel que défini à l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu’une canalisation connecte la tête (19) de la colonne de fractionnement (15) à un échangeur de chaleur (12) surmontant ladite colonne de fractionnement (15), lui-même étant placé dans une virole prévue pour un bain constitué majoritairement d’hydrocarbures.
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