OA19019A

OA19019A - Procédé de liquéfaction de gaz naturel et de récupération d'éventuels liquides du gaz naturel comprenant deux cycles réfrigérant semi-ouverts au gaz naturel et un cycle réfrigérant fermé au gaz réfrigérant

Info

Publication number: OA19019A
Application number: OA1201800546
Authority: OA
Inventors: Eric Zielinski; Nathalie Trichard; Julien Bellande; Benjamin Rodier
Original assignee: Saipem S.P.A
Priority date: 2016-07-06
Filing date: 2017-06-20
Publication date: 2019-11-22

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 premier cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel dans lequel 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 contribuer par échange thermique au prérefroidissement d'un flux principal de gaz naturel (F-P) et au refroidissement d'un flux initial de gaz réfrigérant (G-0), un second cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel pour contribuer au prérefroidissement du gaz naturel et du gaz réfrigérant ainsi qu'à la liquéfaction du gaz naturel, et un cycle réfrigérant fermé au gaz réfrigérant pour assurer le sous-refroidissement du gaz naturel liquéfié et fournir une puissance de réfrigération complémentaire aux deux autres cycles. L'invention concerne également une installation de liquéfaction de gaz naturel pour la mise en œuvre d'un tel procédé.

Description

Titre de l'inventionTitle of invention

Procédé de liquéfaction de gaz naturel et de récupération d'éventuels liquides du gaz naturel comprenant deux cycles réfrigérant semi-ouverts au gaz naturel et un cycle réfrigérant fermé au gaz réfrigérantMethod for liquefying natural gas and recovering possible liquids from natural gas comprising two refrigeration cycles semi-open to natural gas and a closed refrigeration cycle to refrigerant gas

Arrière-plan de l'inventionInvention background

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 »).The present invention relates to the general field of liquefaction of natural gas based mainly on methane to produce LNG, for Liquefied Natural Gas, also called LNG in English (for “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.A particular but nonlimiting field of application of the invention is that of floating natural gas liquefaction installations, called FLNG in English (for “Floating Liquefaction of Natural Gas”), which make it possible to carry out liquefaction of natural gas offshore, on a ship or any other medium floating at sea.

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.Natural gas mainly based on methane which is used to produce LNG is either a by-product from the oil fields, i.e. produced in association with crude oil, in which case it is in low or medium quantity , a major product from gas fields.

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.When natural gas is associated in small quantities with crude oil, it is generally treated and separated then reinjected into oil wells, exported by pipeline and / or used on the spot, in particular as fuel to supply electric power generators, ovens or boilers.

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.When natural gas comes from gas fields and produced in large quantities, we try to reverse it so that it can be used in regions other than those in which it was produced. For this purpose, natural gas can be transported in tanks of specialized transport vessels (called “LNG carriers”) in the form of cryogenic liquid (at a temperature of the order of -160 ° C) and at a pressure close to the ambient atmospheric pressure.

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.Liquefaction of natural gas for transport is generally carried out near the gas production site and requires large-scale installations and considerable amounts of mechanical energy for production capacities of up to several million tonnes per year . The mechanical energy required for the liquefaction process can be produced on the site of the liquefaction plant by using part of the natural gas as fuel.

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, des GPLs (propane et butanes) pour Gaz de Pétrole Liquéfié, appelés également LPGs en anglais (pour « Liquefied Petroleum Gas »), 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. Par ailleurs, l'extraction de GPL et d'éthane peut être elle aussi nécessaire pour que le GNL satisfasse la spécification commerciale de pouvoir calorifique ou afin d'assurer une production commerciale de ces produits.Natural gas must undergo a treatment prior to its liquefaction in order to extract the acid gases (in particular carbon dioxide), water (to prevent it from freezing in the liquefaction plant), mercury ( to avoid the risk of degradation of the aluminum equipment of the liquefaction installation) and part of the natural gas liquids, also called NGLs in English (for “Natural Gas Liquids”). NGLs include all the heavier hydrocarbons than methane present in natural gas and likely to be condensed. The NGLs include in particular ethane, LPGs (propane and butanes) for Liquefied Petroleum Gas, also called LPGs in English (for “Liquefied Petroleum Gas”), pentanes and heavier hydrocarbons than the pentanes present in the gas. natural. Among these hydrocarbons, it is particularly critical to extract benzene, most of the pentanes and the other heavier hydrocarbons upstream of the liquefaction plants to prevent them from freezing in the liquefaction plant. Furthermore, the extraction of LPG and ethane may also be necessary for LNG to meet the commercial specification for calorific value or to ensure commercial production of these products.

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).The extraction of NGLs is either integrated into the natural gas liquefaction installation or is carried out in a dedicated unit upstream from the liquefaction installation. In the first case, this extraction is generally carried out at a relatively high pressure (of the order of 4 to 5 MPa) whereas in the second case, it is most often carried out at a lower pressure (of the order from 2 to 4 MPa).

Une extraction de NGLs intégrée à la liquéfaction du gaz nature! 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.An extraction of NGLs integrated into the liquefaction of natural gas! as described for example in the publication US 4,430,103 has the advantage of being simple. However, this type of process only works at a pressure below the critical pressure of the gas to be liquefied, which affects the efficiency of the liquefaction. In addition, this type of process typically performs the separation of natural gas and NGLs at a pressure of the order of 4 to 5 MPa. However, at these pressures, the selectivity of the extraction of NGLs is low. Indeed, a significant portion of methane is extracted at the same time as the NGLs. Downstream treatment is then generally necessary to reject this methane.

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 délicate (en particulier dans le cadre d'une application sur un support flottant).In addition, at a pressure of the order of 4 to 5 MPa, the densities of the liquid and of the natural gas are relatively close, which makes the design and the operation of separating flasks and of distillation columns delicate (in particular in as part of an application on a floating support).

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.Extraction of NGLs at a pressure of the order of 2 to 4 MPa upstream of the liquefaction installation in a dedicated unit as described for example in the publication US 4,157,904 makes it possible to achieve recovery rates of high NGLs with a good selectivity (ie little methane extracted). It also makes it possible to ensure that the gas supplying the liquefaction is at the optimum pressure for liquefaction (typically at least equivalent to the critical pressure) by the use of a dedicated re-compressor. On the other hand, such an extraction of NGLs requires numerous and complex equipment and requires significant amounts of mechanical energy for the re-compression of natural gas.

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.Also, the way NGLs are extracted has a significant impact on the cost and degree of complexity of the liquefaction plant, on the performance of the liquefaction and on the energy efficiency of the liquefaction plant as a whole.

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 œuvre 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).Different liquefaction processes for natural gas have been developed to optimize their overall energy efficiency. In principle, these liquefaction processes are typically based on mechanical refrigeration of natural gas obtained through one or more thermodynamic refrigeration cycles providing the thermal power necessary for cooling and liquefying natural gas. In each thermodynamic cycle implemented by these processes, the compressed refrigerant (in the form of gas) is cooled (and possibly condensed) by a thermal source having a temperature higher than that of the refrigerated fluid and called "hot source" (water, air , another refrigeration cycle) then further cooled by a flow of cold gas generated by the thermodynamic cycle itself before being expanded. The flow of low temperature cold refrigerant resulting from this expansion is used to cool the natural gas and precool the refrigerant. The low pressure gaseous refrigerant is again compressed to its initial pressure level (via compressors driven by gas turbines, steam turbines or electric motors).

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 chaleur 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.During these thermodynamic refrigeration cycles, the power necessary for the refrigeration and liquefaction of natural gas can be provided either by the vaporization and heating of a liquid refrigerant, most of the refrigeration heat being produced by latent heat. brought into play during the change of state, either by heating a cold refrigerant in the form of gas. In the case of a refrigerant gas, the temperature of the refrigerant is typically lowered by pressure relief through a relief turbine (in English "gas expander"). The cooling effect produced by the refrigerant is mainly in the form of sensible heat.

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.In the case of a liquid refrigerant, the temperature of the refrigerant is generally lowered by expansion through a valve and / or a liquid expansion turbine (in English "liquid expander"). The cooling effect produced by the refrigerant is mainly in the form of latent heat (and, to a lesser extent, in the form of sensible heat). As the latent heat is much higher than the sensible heat, the refrigerant flow rates which are necessary to obtain the same refrigeration power are higher for thermodynamic cycles using a refrigerant in the form of gas than for thermodynamic cycles using a refrigerant in liquid form.

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.Also, for the same liquefaction capacity, thermodynamic refrigeration cycles using a gas as refrigerant require higher capacity refrigeration compressors and larger diameter pipes than for thermodynamic refrigeration cycles using a liquid as refrigerant. Thermodynamic cycles with gas refrigerant are also generally less efficient than thermodynamic cycles with liquid refrigerant, in particular because the temperature difference between the fluid undergoing refrigeration and the refrigerant is on average higher for a gas refrigerant cycle which contributes to increasing efficiency losses by irreversibility.

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. 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.On the other hand, thermodynamic refrigerant cycles with liquid refrigerant use higher mass inventories of refrigerant than thermodynamic cycles with gaseous refrigerant. When the refrigerants used are flammable or toxic, thermodynamic cycles with liquid refrigerant have a lower intrinsic safety level than gaseous refrigerant processes, in particular if one compares thermodynamic cycles with liquid refrigerant using hydrocarbons as refrigerant with thermodynamic cycles which use an inert gas such as nitrogen as refrigerant. This point is particularly critical in an environment where a lot of equipment is concentrated in a limited space and in particular on an offshore installation. Thermodynamic refrigeration cycles using liquid refrigerants are thus effective but have a certain number of drawbacks, in particular for an offshore application on a floating support.

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.Different liquefaction processes using thermodynamic refrigeration cycles with gas refrigerant have been proposed. For example, documents US 5,916,260, WO 2005/071333, WO 2009/130466, WO 2012/175889 and WO 2013/057314 are known for processes of liquefaction with double or triple expansion of nitrogen in which nitrogen reheated at the outlet of 'a heat exchanger is compressed. When the compressors are discharged, the nitrogen is cooled and expanded by turbines to be used to cool and liquefy natural gas.

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).Such nitrogen expansion liquefaction processes have certain advantages in terms of simplicity, intrinsic safety and robustness which make them particularly suitable for application on an offshore floating support. However, these methods are also not very effective. Thus a process using liquid refrigerants typically produces around 30% more LNG than a process with double nitrogen expansion (at equivalent mechanical power expended).

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.Documents WO 2007/021351 and US 6,412,302 are also known for natural gas liquefaction processes combining expansions of natural gas and nitrogen. These methods make it possible to improve the efficiency of liquefaction but do not integrate the extraction of NGLs into liquefaction. However, this extraction can require numerous and complex equipment and / or have a negative impact on the efficiency of liquefaction.

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.Finally, documents US 7,225,636 and WO 2009/017414 disclose natural gas liquefaction methods combining refrigeration cycles for liquefying natural gas by gas expansion turbine and extracting NGLs. However, these methods have a number of disadvantages. In particular, in these two documents, the extraction of NGLs takes place at a relatively high pressure which induces a low separation selectivity, while the liquefaction of natural gas takes place at low pressure (under the critical pressure), which harms its effectiveness.

Objet et résumé de l'inventionSubject and summary of the 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.The main object of the present invention is therefore to overcome such drawbacks by proposing a liquefaction process using thermodynamic cycles with gaseous refrigerant and having a higher efficiency than the liquefaction processes of the prior art while proposing a simple and compact method. extraction of any NGLs, which is integrated into the liquefaction process and which offers better overall energy optimization than the processes of the prior art.

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 :In accordance with the invention, this object is achieved by a process for liquefying a natural gas comprising a mixture of hydrocarbons, mainly methane, the process comprising:

a) un premier cycle semi-ouvert au gaz naturel dans lequel, successivement :a) a first cycle semi-open to natural gas in which, successively:

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 PI 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 dans un séparateur principal 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 contre-courant 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, une fraction de ce flux principal de gaz naturel 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 ;a feed stream of natural gas at a pressure PO previously treated to extract the acid gases, water and mercury therefrom is mixed with a stream of natural gas, expanded at a pressure P1 and its temperature lowered to a temperature Tl at by means of an expansion turbine at room temperature so as to obtain a condensation of any natural gas liquids contained in the natural gas, the possible natural gas liquids which have been condensed are separated in a main separator of the feed stream of natural gas, the latter then passing through a main cryogenic heat exchanger to form a first flow of natural gas contributing by heat exchange, on the one hand to the pre-cooling of a main flow of natural gas circulating against the current through the main cryogenic heat exchanger, and on the other hand, the cooling of an initial flow of refrigerant gas circulating against the current in the main cryogenic heat exchanger, at the outlet of the main cryogenic heat exchanger, the first flow of natural gas which is at a temperature T2 higher than T1 and close to the temperature of a hot source is compressed to a pressure P2 by means of a compressor driven by the expansion turbine at room temperature before being admitted to the suction of a natural gas compressor in order to be more compressed there at a pressure P3 greater than P2 and to form a second stream of natural gas, the second stream of natural gas at the discharge of the natural gas compressor is partly expanded and mixed with the natural gas supply flow upstream of the expansion turbine at room temperature, and partly forms the main flow of natural gas, a fraction of this main flow of natural gas passes through the main cryogenic heat exchanger in order to be cooled to a temperature T3 low enough to allow liquefaction of natural gas;

b) un second cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel dans lequel, successivement :b) a second refrigerating cycle semi-open to natural gas in which, successively:

une autre fraction du flux principal de gaz naturel est extraite de l'échangeur de chaleur cryogénique principal à une température T4 supérieure à T3 pour être dirigée vers une turbine de détente intermédiaire afin que sa température soit abaissée par détente jusqu'à une température T5 inférieure à T4 et former un troisième flux de gaz naturel, le troisième flux de gaz naturel est réintroduit dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal pour refroidir par échange thermique le flux de gaz naturel principal et le flux initial de gaz.another fraction of the main flow of natural gas is extracted from the main cryogenic heat exchanger at a temperature T4 higher than T3 to be directed to an intermediate expansion turbine so that its temperature is lowered by expansion to a lower temperature T5 at T4 and form a third stream of natural gas, the third stream of natural gas is reintroduced into the main cryogenic heat exchanger to cool the main natural gas stream and the initial gas stream by heat exchange.

réfrigérant circulant à contre-courant dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal, en sortie de l'échangeur de chaleur cryogénique principal, le troisième flux de gaz naturel qui est à une température T6 voisine de la température de la source chaude est dirigé vers un compresseur entraîné par la turbine de détente intermédiaire pour y être comprimé puis il est refroidi avant d'être mélangé au premier flux de gaz naturel en amont du compresseur de gaz naturel;refrigerant circulating against the current in the main cryogenic heat exchanger, at the outlet of the main cryogenic heat exchanger, the third stream of natural gas which is at a temperature T6 close to the temperature of the hot source is directed to a compressor driven by the intermediate expansion turbine to be compressed there, then it is cooled before being mixed with the first stream of natural gas upstream of the natural gas compressor;

c) un cycle réfrigérant fermé au gaz réfrigérant dans lequel, successivement :c) a refrigerant cycle closed to the refrigerant gas in which, successively:

un flux initial de gaz réfrigérant avec une température T7 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 pré-refroidi, à la sortie de l'échangeur de chaleur cryogénique principal, le flux initial de gaz réfrigérant qui est à une température T8 inférieure à T7 est dirigé vers une turbine de détente à basse température afin que sa température soit abaissée par détente jusqu'à une température T9 inférieure à T8, le premier 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 ;an initial flow of refrigerant gas with a temperature T7 close to the temperature of the hot source and previously compressed by a compressor of refrigerant gas is circulated in the main cryogenic heat exchanger to be pre-cooled there, at the outlet of the main cryogenic heat exchanger, the initial flow of refrigerant gas which is at a temperature T8 lower than T7 is directed to an expansion turbine at low temperature so that its temperature is lowered by expansion to a temperature T9 lower than T8, the first stream of refrigerant gas thus formed being reintroduced into the main cryogenic heat exchanger to contribute to cooling the main stream of natural gas and the initial stream of refrigerant gas;

à la sortie de l'échangeur de chaleur cryogénique principal, le premier flux de gaz réfrigérant qui est à une température T10 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 refroidi puis dirigé vers l'aspiration du compresseur de gaz réfrigérant.at the outlet of the main cryogenic heat exchanger, the first flow of refrigerant gas which is at a temperature T10 close to the temperature of the hot source is directed to a compressor driven by the low-pressure expansion turbine to be compressed there before being cooled and then directed to the suction of the refrigerant gas compressor.

Le procédé de liquéfaction selon l'invention comprend deux cycles réfrigérant semi-ouverts au gaz naturel et un unique cycle réfrigérant fermé au gaz réfrigérant. Le premier cycle réfrigérant semiouvert au gaz naturel a pour fonction d'extraire les liquides du gaz naturel (NGLs) lourds éventuellement présents dans le gaz naturel pour éviter les problèmes de gel dans la section froide de l'installation de liquéfaction, et de pré-refroidir le gaz naturel et le gaz réfrigérant. Le second cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel a pour fonction de contribuer au^ pré-refroidissement du gaz naturel et du gaz réfrigérant ainsi qu'à la liquéfaction du gaz naturel. Le cycle réfrigérant fermé au gaz réfrigérant a pour fonction d'assurer le sous-refroidissement du gaz naturel liquéfié et de fournir une puissance de réfrigération complémentaire aux deux autres cycles. Le gaz réfrigérant utilisé est typiquement de l'azote.The liquefaction process according to the invention comprises two refrigeration cycles semi-open to natural gas and a single closed refrigeration cycle to refrigerant gas. The first semi-open natural gas refrigerant cycle has the function of extracting heavy natural gas liquids (NGLs) possibly present in natural gas to avoid problems of freezing in the cold section of the liquefaction installation, and of pre- cool natural gas and refrigerant gas. The second semi-open refrigerant cycle with natural gas has the function of contributing to the pre-cooling of natural gas and of the refrigerant gas as well as to the liquefaction of natural gas. The function of the refrigerant cycle closed with the refrigerant gas is to ensure the sub-cooling of the liquefied natural gas and to provide additional cooling power to the other two cycles. The refrigerant gas used is typically nitrogen.

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 15% plus faible qu'un procédé à deux cycles réfrigérant à l'azote, 10% plus faible qu'un procédé à trois cycles réfrigérant à l'azote, et 8% 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 produit 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.It has been calculated that the process according to the invention has a ratio of mechanical power consumed per tonne of LNG produced for equivalent conditions of the order of 15% lower than a process with two nitrogen refrigerant cycles, 10 % weaker than a three-cycle nitrogen refrigerant process, and 8% lower than a process with a natural gas refrigerant cycle and two nitrogen refrigerant cycles when these processes are combined with a unit of extraction of NGL upstream of liquefaction requiring re-compression of the gas (this re-compression power being taken into account in the comparison). The power consumed per ton of LNG produced by the process according to the invention is thus lower than for the processes known from the prior art, which shows a higher efficiency for this process.

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 entraînées au cours de ce processus d'extraction, ce qui permet de traiter les NGLs lourds en utilisant un procédé simple de mise en oeuvre.The method according to the invention integrates the liquefaction of heavy natural gas liquids (NGLs), which improves the overall energy efficiency of the natural gas liquefaction plant and eliminates the need for installations dedicated to this extraction. The process for pretreating natural gas is thereby simplified. In addition, the extraction being carried out at low pressure, few light hydrocarbons (in particular methane) are entrained during this extraction process, which makes it possible to treat the heavy NGLs using a simple process of setting in artwork.

L'unique cycle au gaz réfrigérant du procédé selon l'invention est fermé. 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.The single refrigerant gas cycle of the process according to the invention is closed. Also, the only additional refrigerant gas that is necessary can be easily produced (in this case when the refrigerant gas mainly comprises nitrogen). In particular, no dedicated unit is required for the import, production, processing or storage of liquid hydrocarbons used as a refrigerant. The implementation of the method according to the invention is thus greatly facilitated.

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 ίο hydrocarbures sous forme liquide comme réfrigérant). L'implantation du procédé selon l'invention s'en trouve facilitée.The method according to the invention has a high level of intrinsic security. Indeed, mass inventories of hydrocarbons are limited (in particular compared to a process using ίο hydrocarbons in liquid form as refrigerant). The implementation of the method according to the invention is thereby facilitated.

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 et du fait qu'il ne requiert pas de stockage de réfrigérants.Finally, the method is particularly suitable for an installation for liquefying natural gas at sea, such as for example on board an FLNG, because of its high level of intrinsic safety and the fact that it does not require storage of refrigerants.

Selon une variante dite de « recompression en série », au cours du second cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel, le flux de gaz naturel en sortie du compresseur entraîné par la turbine de détente intermédiaire est refroidi puis mélangé au premier flux de gaz naturel avant d'être dirigé vers l'entrée du compresseur entraîné par la turbine de détente à température ambiante. Cette variante permet de réaliser une compression étagée du gaz naturel de sorte à rendre cette dernière plus efficace.According to a variant known as "series recompression", during the second semi-open refrigerant cycle with natural gas, the flow of natural gas leaving the compressor driven by the intermediate expansion turbine is cooled and then mixed with the first flow of natural gas before being directed to the inlet of the compressor driven by the expansion turbine at room temperature. This variant makes it possible to carry out a staged compression of the natural gas so as to make the latter more efficient.

Selon une variante dite à « pré-refroidissement complémentaire par cycle réfrigérant auxiliaire », au cours du premier cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel, le flux d'alimentation de gaz naturel à l'admission de la turbine de détente à température ambiante est davantage refroidi dans un échangeur de chaleur auxiliaire. Dans cette variante, un cycle de réfrigération auxiliaire fournit la puissance de réfrigération nécessaire au fonctionnement de l'échangeur de chaleur auxiliaire. Il résulte de cet arrangement que la température dans le séparateur principal est abaissée, ce qui permet d'obtenir une meilleure récupération des NGLs.According to a variant known as “additional pre-cooling by auxiliary refrigerant cycle”, during the first refrigerant cycle semi-open to natural gas, the flow of natural gas supply to the inlet of the expansion turbine at room temperature is further cooled in an auxiliary heat exchanger. In this variant, an auxiliary refrigeration cycle provides the refrigeration power necessary for the operation of the auxiliary heat exchanger. It follows from this arrangement that the temperature in the main separator is lowered, which allows better recovery of the NGLs.

Selon une variante dite à « absorption de NGL par reflux sousrefroidi », au cours du second cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel, le troisième flux de gaz naturel à l'échappement de la turbine de détente intermédiaire est dirigé vers un séparateur auxiliaire à la sortie duquel le flux de gaz naturel est réintroduit dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal, le flux de liquides du gaz naturel à la sortie du séparateur auxiliaire étant pompé en totalité ou en partie vers le séparateur principal pour contribuer à l'absorption de liquides du gaz naturel. Le contact entre le gaz naturel à traiter et le reflux sous-refroidi peut par exemple être réalisé à contre-courant. A cet effet, le séparateur principal peut être équipé d'un lit de garnissage. Avec cette variante, il est possible de traiter facilement des gaz légers avec une haute teneur en composés aromatiques (par exemple le benzène) ou d'extraire des GPLs avec un taux de récupération élevé (par exemple pour assurer une production industrielle de GPLs).According to a variant known as “absorption of NGL by sub-cooled reflux”, during the second semi-open refrigerating cycle with natural gas, the third stream of natural gas at the exhaust of the intermediate expansion turbine is directed to an auxiliary separator with the outlet from which the flow of natural gas is reintroduced into the main cryogenic heat exchanger, the flow of liquids of natural gas at the outlet of the auxiliary separator being pumped in whole or in part to the main separator to contribute to the absorption of natural gas liquids. The contact between the natural gas to be treated and the sub-cooled reflux can for example be made against the current. For this purpose, the main separator can be equipped with a packing bed. With this variant, it is possible to easily treat light gases with a high content of aromatic compounds (for example benzene) or to extract LPGs with a high recovery rate (for example to ensure industrial production of LPGs).

Selon une variante dite à « absorption de NGL par reflux de GNL », au cours du premier cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel, une partie de la fraction de flux principal de gaz naturel qui traverse l'échangeur de chaleur cryogénique principal afin d'y être refroidi est extraite dudit échangeur de chaleur cryogénique principal à une température TU supérieure à la température T3 pour être dirigée vers le séparateur principal de façon à contribuer à l'absorption de liquides du gaz naturel. Le contact entre le gaz naturel à traiter et le reflux de GNL peut par exemple être réalisé à contre-courant. A cet effet, le séparateur principal peut être équipé d'un lit de garnissage. Avec cette variante, il est possible de traiter des gaz légers avec une teneur en composés aromatiques (par exemple benzène) ou d'extraire notamment des GPLs avec un taux de récupération élevé et de l'éthane.According to a variant known as “absorption of NGL by reflux of LNG”, during the first refrigerating cycle semi-open to natural gas, part of the main flow fraction of natural gas which passes through the main cryogenic heat exchanger in order to d 'to be cooled there is extracted from said main cryogenic heat exchanger at a temperature TU higher than the temperature T3 to be directed to the main separator so as to contribute to the absorption of liquids from natural gas. The contact between the natural gas to be treated and the reflux of LNG can for example be made against the current. For this purpose, the main separator can be equipped with a packing bed. With this variant, it is possible to treat light gases with a content of aromatic compounds (for example benzene) or to extract in particular LPGs with a high recovery rate and ethane.

Au cours du premier 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 pré-refroidissement du gaz naturel et du gaz réfrigérant et d'extraire d'éventuels NGLs avec une excellente sélectivité.During the first semi-open natural gas refrigerant cycle, the natural gas feed stream is advantageously mixed with lighter natural gas coming from the discharge of the natural gas compressor before being expanded in the turbine at room temperature without pre-cooling in the main cryogenic exchanger, which effectively produces a cold flow ensuring the pre-cooling of natural gas and refrigerant gas and extract any NGLs with excellent selectivity.

Au cours du premier 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 est introduit dans le séparateur principal à la sortie duquel un flux de liquides de gaz lourds est récupéré. Dans ce cas, une fraction du flux de liquides du gaz naturel récupéré est réchauffée et partiellement vaporisée en vue de faciliter son traitement en aval.During the first semi-open natural gas refrigerant cycle, the natural gas supply flow to the exhaust of the expansion turbine at room temperature is introduced into the main separator at the outlet of which a flow of heavy gas liquids is recovered. In this case, a fraction of the flow of liquids from the recovered natural gas is heated and partially vaporized in order to facilitate its treatment downstream.

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.According to an advantageous arrangement, the pressure of the main natural gas flow is greater than the critical pressure of natural gas, which makes it possible to maximize the efficiency of the liquefaction and ensures that the liquefaction takes place without phase change.

L'invention a également pour objet une installation de liquéfaction de gaz naturel pour la mise en œuvre du procédé tel que défini précédemment, l'installation comprenant une turbine de détente à température ambiante destinée à recevoir un flux d'alimentation de gaz naturel ainsi qu'une partie d'un deuxième flux de gaz naturel provenant du refoulement d'un compresseur de gaz naturel et ayant un échappement relié à une entrée d'un séparateur principal, un échangeur de chaleur cryogénique principal destiné à recevoir les flux de gaz naturels et de gaz réfrigérant, un compresseur entraîné par la turbine de détente à température ambiante destiné à recevoir un premier flux de gaz naturel issu du séparateur principal et ayant une sortie reliée à l'aspiration du compresseur de gaz naturel, une turbine de détente à température intermédiaire destinée à recevoir une partie d'un flux principal de gaz naturel provenant du refoulement du compresseur de gaz naturel et reliée en entrée et en sortie à l'échangeur de chaleur cryogénique principal, un compresseur entraîné par la turbine de détente à température intermédiaire destiné à recevoir un troisième flux de gaz naturel issu de l'échangeur de chaleur cryogénique principal, une turbine de détente à basse température pour du gaz réfrigérant reliée en entrée et en sortie à l'échangeur de chaleur cr/ogénique principal, et un compresseur entraîné par la turbine de détente à basse température et ayant une sortie reliée à l'aspiration d'un compresseur de gaz réfrigérant.The invention also relates to a natural gas liquefaction installation for implementing the method as defined above, the installation comprising an expansion turbine at ambient temperature intended to receive a supply stream of natural gas as well as '' a part of a second natural gas flow coming from the discharge of a natural gas compressor and having an exhaust connected to an inlet of a main separator, a main cryogenic heat exchanger intended to receive the flows of natural gas and of refrigerant gas, a compressor driven by the expansion turbine at room temperature intended to receive a first stream of natural gas from the main separator and having an outlet connected to the suction of the natural gas compressor, an expansion turbine at intermediate temperature intended to receive part of a main flow of natural gas coming from the discharge of the natural gas compressor and connected at the input and output to the main cryogenic heat exchanger, a compressor driven by the intermediate temperature expansion turbine intended to receive a third stream of natural gas coming from the main cryogenic heat exchanger, a low temperature expansion turbine for refrigerant gas connected at the inlet and outlet at the main cr / ogenic heat exchanger, and a compressor driven by the expansion turbine at low temperature and having an outlet connected to the suction of a refrigerant gas compressor.

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 circulants 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.Preferably, the natural gas compressor and the refrigerant gas compressor are driven by the same drive machine providing the power necessary for increasing the pressure of the natural gas to be liquefied as well as for compressing the fluids circulating in the three refrigerant cycles. The mechanical power consumption required for these functions is thus optimized so as to maximize LNG production while minimizing the number of equipment.

De préférence également, le compresseur de gaz naturel est en aval des compresseurs entraînés par la turbine de détente à température ambiante et la turbine de détente à température intermédiaire, et le compresseur de gaz réfrigérant est en aval du compresseur entraîné par la turbine de détente à basse température.Also preferably, the natural gas compressor is downstream of the compressors driven by the expansion turbine at room temperature and the expansion turbine at intermediate temperature, and the refrigerant gas compressor is downstream of the compressor driven by the expansion turbine at low temperature.

Brève description des dessinsBrief description of the drawings

D'autres caractéristiques et avantages de la présente invention ressortiront de la description faite ci-dessous, en référence aux dessins annexés qui en illustrent des exemples de réalisation dépourvus de tout caractère limitatif. Sur les figures :Other characteristics and advantages of the present invention will emerge from the description given below, with reference to the appended drawings which illustrate exemplary embodiments thereof without any limiting character. In the figures:

- la figure 1 représente de façon schématique un exemple de mise en œuvre du procédé de liquéfaction selon l'invention ;- Figure 1 shows schematically an example of implementation of the liquefaction process according to the invention;

- la figure 2 représente une variante de mise en œuvre du procédé de liquéfaction selon l'invention dite de « recompression en série » ;- Figure 2 shows an alternative implementation of the liquefaction process according to the invention called "serial recompression";

- la figure 3 représente une autre variante de mise en œuvre du procédé de liquéfaction selon l'invention dite à « pré-refroidissement complémentaire par cycle réfrigérant auxiliaire » ;- Figure 3 shows another alternative implementation of the liquefaction process according to the invention called "additional pre-cooling by auxiliary refrigerant cycle";

- la figure 4 représente une autre variante de mise en œuvre du procédé de liquéfaction selon l'invention dite à « absorption de NGL par reflux sous-refroidi » ; et- Figure 4 shows another variant of implementation of the liquefaction process according to the invention called "absorption of NGL by sub-cooled reflux"; and

- la figure 5 représente une autre variante de mise en œuvre du procédé de liquéfaction selon l'invention dite à « absorption de NGL par reflux de GNL ».- Figure 5 shows another alternative implementation of the liquefaction process according to the invention called "absorption of NGL by reflux of LNG".

Description détaillée de l'inventionDetailed description of the invention

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.The liquefaction process according to the invention applies in particular (but not exclusively) to natural gas coming from gas fields. Typically, this natural gas mainly comprises methane and is found in combination with other gases, mainly hydrocarbons in C2, C3, C4, C5, C6, acid gases, water, and inert gases including nitrogen, as well as various impurities including mercury.

La figure 1 représente un exemple d'installation 2 pour la mise en œuvre du procédé de liquéfaction de gaz naturel selon l'invention.FIG. 1 represents an example of installation 2 for the implementation of the natural gas liquefaction process according to the invention.

En substance, le procédé de liquéfaction selon l'invention recourt à trois cycles thermodynamiques de réfrigération, à savoir deux cycles réfrigérant semi-ouverts au gaz naturel et un unique cycle réfrigérant fermé au gaz réfrigérant.In essence, the liquefaction process according to the invention uses three thermodynamic refrigeration cycles, namely two refrigeration cycles semi-open to natural gas and a single closed refrigeration cycle to refrigerant gas.

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 »).Furthermore, the process according to the invention preferably uses as a refrigerant gas a gas mainly comprising nitrogen, which makes the process particularly suitable for an offshore implementation, typically on a floating natural gas liquefaction installation (called in English FLNG for "Floating Liquefaction of Natural Gas").

Comme représenté sur la figure 1, 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).As shown in FIG. 1, this liquefaction installation 2 requires only a single main cryogenic heat exchanger 4, the latter being able to consist of an assembly of brazed aluminum heat exchangers which is installed in a cold box ( called "cold box" in English).

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 dédié au gaz naturel, et un turbodétendeur à basse température 10 dédié au gaz réfrigérant.The liquefaction installation 2 according to the invention also requires three turboexpanders (called “turbo-expander” in English), namely an ambient temperature turboexpander 6 dedicated to natural gas, an intermediate temperature turboexpander 8 dedicated to natural gas, and a low temperature turboexpander 10 dedicated to the refrigerant gas.

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.In a known manner, a turboexpander is a rotating machine which is composed of a gas expansion turbine (here respectively a room temperature expansion turbine 6a, an intermediate temperature expansion turbine 8a and a low temperature expansion turbine 10a and a gas compressor (here respectively a compressor 6b, a compressor 8b and a compressor 10b) driven by the gas expansion turbine.

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 circulants dans les trois cycles réfrigérants.The liquefaction installation 2 according to the invention also comprises a natural gas compressor 12 and a refrigerant gas compressor 14, these two compressors 12, 14 preferably being driven by the same drive machine ME, for example a turbine with gas providing the power required to increase the pressure of the natural gas to be liquefied as well as to compress the circulating fluids in the three refrigerating cycles.

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 refroidissement et à la liquéfaction du gaz naturel et du gaz réfrigérant, re-comprimer le gaz naturel qui a été détendu pour l'extraction des NGLs lourds, et assurer que le gaz naturel à liquéfier soit à la pression optimale pour maximiser l'efficacité de la liquéfaction.As will be detailed later, the natural gas compressor fulfills a triple function: pressurizing and ensuring the circulation of natural gas so as to provide sufficient refrigeration power to contribute to the cooling and liquefaction of natural gas and refrigerant gas, re compress the natural gas which has been expanded for the extraction of heavy NGLs, and ensure that the natural gas to be liquefied is at the optimum pressure to maximize the efficiency of the liquefaction.

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 refroidissement du gaz réfrigérant, contribuer au prérefroidissement et la liquéfaction du gaz naturel et assurer le sousrefroidissement du gaz naturel.As for the refrigerant gas compressor, its function is to pressurize and ensure the circulation of the refrigerant gas so as to make it possible to obtain the refrigeration power necessary to contribute to the cooling of the refrigerant gas, to contribute to the precooling and the liquefaction of the gas. natural and ensure sub-cooling of natural gas.

L'installation de liquéfaction 2 comprend encore un séparateur principal 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 final et le gaz naturel liquéfié (GNL).The liquefaction installation 2 also comprises a main separator 16 intended for the separation of the NGLs possibly contained in the natural gas, and a flask 18 intended to allow a separation between the final flash gases and the liquefied natural gas (LNG).

On décrira maintenant les différentes étapes du procédé de liquéfaction de gaz naturel selon l'invention.The various stages of the natural gas liquefaction process according to the invention will now be described.

Préalablement au premier 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).Prior to the first semi-open refrigerant cycle with natural gas, natural gas undergoes a pretreatment intended to make it suitable for liquefaction. This pretreatment comprises in particular a treatment for extracting from the natural gas the acid gases (including carbon dioxide), these acid gases being able in particular to freeze in the liquefaction installation. The pretreatment also includes a dehydration treatment to extract water from natural gas and a demercurization treatment, the mercury being liable to degrade the aluminum equipment of the liquefaction installation (including the main cryogenic heat exchanger 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 (à savoir ici légèrement supérieure) 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,The natural gas feed stream F-0 leaves this preliminary pretreatment phase typically at a pressure PO of between 5 and 10 MPa and a temperature T0 close (namely here slightly higher) than the temperature of the hot source. By “hot source” is meant here the thermal source which is used to cool the non-cryogenic flows of the liquefaction process. This hot source can typically be ambient air, sea water, fresh water cooled by sea water, a fluid cooled by an auxiliary cooling cycle or a combination of several of these 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 premier cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel.This flow F-0 is mixed with the flow of natural gas F-2-1 from the liquefaction installation (and described later) and feeds the first semi-open refrigerant cycle with natural gas.

Comme indiqué précédemment, ce premier cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel a pour fonction d'extraire les NGLs lourds éventuellement présents dans le gaz naturel, et de pré-refroidir le gaz naturel et le gaz réfrigérant.As indicated previously, this first semi-open refrigerant cycle with natural gas has the function of extracting the heavy NGLs possibly present in the natural gas, and of pre-cooling the natural gas and the refrigerant gas.

A cet effet, le flux d'alimentation de gaz naturel F-0 (combiné au 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 Pl est abaissée à une pression comprise entre 1 et 3 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.For this purpose, the natural gas feed stream F-0 (combined with the natural gas stream F-2-1 described later) crosses the expansion turbine at room temperature 6a at the exhaust (ie outlet) from which its pressure Pl is lowered to a pressure between 1 and 3 MPa and its temperature Tl is lowered to a temperature between -40 ° C and -60 ° C. This expansion phase of the natural gas supply flow leads to condensation of any heavy NGLs (for Natural Gas Liquids) contained in natural gas.

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.By heavy NGLs, we mean here the main part of C5 (pentanes), C6 (hexanes, benzene) and more hydrocarbons which are contained in natural gas, as well as a more restricted and variable portion of ethane, propane and butanes and a very limited portion of methane.

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 principal 16. A la sortie du séparateur principal 16, le flux de liquides du gaz naturel F-HL est réchauffé, par exemple en circulant dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal 4 (comme représenté sur la figure) ou en passant par un rebouilleur de NGLs dédié, puis il est dirigé vers une unité de traitement des NGLs 20. Après avoir été réchauffé, le flux de liquides du gaz naturel F-HL est diphasique et peut soit être envoyé directement à l'unité de traitement des NGLs 20 (comme représenté sur la figure) soit être soumis à une séparation gaz-liquide, les gaz évaporés étant renvoyés dans le séparateur principal 16.With the condensation of heavy NGLs, the flow of natural gas at the exhaust of the expansion turbine at ambient temperature 6a is directed towards the inlet of the main separator 16. At the outlet of the main separator 16, the flow of liquids from the gas natural F-HL is heated, for example by circulating in the main cryogenic heat exchanger 4 (as shown in the figure) or by passing through a dedicated NGL reboiler, then it is directed to an NGLs processing unit 20. After being reheated, the flow of liquids from natural gas F-HL is two-phase and can either be sent directly to the NGL treatment unit 20 (as shown in the figure) or be subjected to gas-liquid separation, the evaporated gases being returned to the main separator 16.

L'unité de traitement des NGLs 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 (aussi appelé 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).The NGLs treatment unit 20 is a unit which makes it possible to treat heavy NGLs, and in particular to separate the butanes and lighter hydrocarbons from the pentanes and heavier hydrocarbons to form an output of a stream of liquids of light natural gas FG (also called a stream of light NGLs FG) and a stream of natural gasoline. At the outlet of the NGLs processing unit, this stream of light FG NGLs, which mainly comprises ethane, propane and butanes, is intended to be reinjected into the gas to be liquefied if this is compatible with the targeted LNG specification. (or valued outside the liquefaction facility if this is not the case).

Par ailleurs, une fraction F-HL-1 du flux de liquides du gaz naturel lourds F-HL peut être dirigée vers un refroidisseur de NGLs 19 pour fournir la puissance thermique nécessaire à l'opération de cet échangeur. En particulier, le flux de liquides du gaz naturel légers F-G provenant de l'unité de traitement des NGLs 20 est refroidie dans le refroidisseur de NGLs 19. Une fraction F-G-l du flux de NGLs légers F-G refroidi est réinjectée dans le séparateur principal 16.Furthermore, an F-HL-1 fraction of the flow of heavy natural gas liquids F-HL can be directed to an NGLs cooler 19 to provide the thermal power necessary for the operation of this exchanger. In particular, the stream of light natural gas liquids F-G from the NGLs processing unit 20 is cooled in the NGLs cooler 19. A fraction F-G-1 of the stream of cooled FGL light NGLs is reinjected into the main separator 16.

En contrôlant le débit de réinjection de ce flux F-G-l dans le séparateur principal, il est ainsi possible d'améliorer l'extraction de NGLs lourds et en particulier de réduire la quantité résiduelle de benzène et d'hydrocarbures lourds dans le gaz de sortie du séparateur principal.By controlling the rate of reinjection of this flow FGl into the main separator, it is thus possible to improve the extraction of heavy NGLs and in particular to reduce the residual amount of benzene and heavy hydrocarbons in the gas leaving the separator main.

La fraction du flux de NGLs légers F-G refroidi qui n'est pas réinjectée dans le séparateur principal 16 est réinjectée dans le flux principal de gaz naturel F-P, en aval du soutirage alimentant la turbine à température intermédiaire 8a (mentionnée ultérieurement).The fraction of the stream of cooled light F-G NGLs which is not reinjected into the main separator 16 is reinjected into the main stream of natural gas F-P, downstream of the withdrawal supplying the intermediate temperature turbine 8a (mentioned later).

On notera que la réinjection de la fraction F-G-l du flux de NGLs légers F-G refroidie dans le séparateur principal 16 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 NGLs légers F-G peut être réalisé directement dans l'échangeur cryogénique principal 4 si un échangeur dédié à cet effet n'est pas prévu.It will be noted that the reinjection of the fraction FGl of the stream of cooled light FGL NGLs into the main separator 16 is not necessary if the quantities of benzene and of C5 and higher hydrocarbons in the natural gas feed stream are small . It will also be noted that the cooling of the stream of light NGLs F-G can be carried out directly in the main cryogenic exchanger 4 if an exchanger dedicated to this effect is not provided.

On notera enfin que l'injection du flux de NGLs légers F-G peut être réalisée soit à co-courant soit à contre-courant. Dans le cas où le flux de NGLs légers F-G est réinjecté à contre-courant dans le séparateur principal 16, celui-ci pourra éventuellement être équipé d'un lit de garnissage pour améliorer l'efficacité de l'extraction des NGLs.Finally, it will be noted that the injection of the stream of light NGLs F-G can be carried out either at co-current or against the current. In the case where the stream of light NGLs F-G is reinjected against the current in the main separator 16, the latter may possibly be equipped with a packing bed to improve the efficiency of the extraction of NGLs.

En sortie du séparateur principal 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.At the outlet of the main separator 16, the stream of natural gas freed from heavy hydrocarbons (gas residue) is at an acceptable temperature to ensure pre-cooling of the gas to be liquefied and of the refrigerant gas. To this end, this gas residue forms a first stream of natural gas F-1 which passes through the main cryogenic heat exchanger.

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 le flux initial de gaz réfrigérant G-0 (mentionné ultérieurement) circulant à contrecourant dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal.When it passes through the main cryogenic heat exchanger, the first stream of natural gas F1 cools by heat exchange, on the one hand, a main stream of natural gas FP circulating in counter-current in the main cryogenic heat exchanger, and on the other hand the initial flow of refrigerant gas G-0 (mentioned later) circulating in counter current in the main cryogenic heat exchanger.

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 .At the outlet of the main cryogenic heat exchanger, the first flow of natural gas F-1 is at a temperature T2 greater than Tl and close to the temperature of the hot source. It is sent to the compressor 6b driven by the expansion turbine at room temperature 6a to be compressed there at a pressure P2, typically between 2 and 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 admis à l'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 nature!) 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.At the discharge (ie at the outlet) of the compressor 6b, the flow of natural gas passes through a natural gas cooler 21 then is admitted to the suction (ie at the inlet) of the natural gas compressor 12 in order to be more compressed there at a pressure P3 greater than P2 and PO (and preferably greater than the critical pressure of natural gas!) and form a second stream of natural gas F-2 at the outlet. Typically, the pressure P3 may be between 6 and 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.In this natural gas compressor 12, the natural gas flow can be compressed in two successive compression phases between which the natural gas flow can be cooled by a natural gas cooler 22.

Le deuxième flux de gaz naturel F-2 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 (comme décrit précédemment), 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.The second stream of natural gas F-2 passes through another natural gas cooler 24 and is then separated into two stream fractions: a fraction of stream F-2-1 is expanded and mixed with the gas supply stream natural F-0 upstream of the expansion turbine at ambient temperature 6a (as described above), and the remaining fraction of this flow forms the main flow of natural gas FP which passes through the main cryogenic heat exchanger 4.

On notera que la détente 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.It will be noted that the expansion of the flow F-2-1 can be done either by means of a simple control valve 23 (as shown in the figure), or by means of an expansion turbine.

Une fraction de ce 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.A fraction of this main flow of natural gas FP crosses the main cryogenic heat exchanger in order to be cooled there to a temperature T3 (typically between -140 ° C and -160 ° C) sufficiently low to ensure liquefaction natural gas.

Une autre fraction du flux principal de gaz naturel F-P est soumise à un second cycle semi-ouvert au gaz naturel. L'objectif de ce second cycle est de contribuer au refroidissement du gaz réfrigérant et de contribuer au pré-refroidissement du gaz naturel et à sa liquéfaction.Another fraction of the main stream of natural gas F-P is subjected to a second semi-open cycle with natural gas. The objective of this second cycle is to contribute to the cooling of the refrigerant gas and to contribute to the pre-cooling of the natural gas and to its liquefaction.

La fraction du flux principal de gaz naturel F-P soumise à ce second cycle semi-ouvert est extraite de l'échangeur de chaleur cryogénique principal à une température T4 (typiquement comprise entre -10°C et -40°C) supérieure à la température T3 pour être dirigé vers la turbine de détente à température intermédiaire 8a afin d'abaisser sa température par détente jusqu'à une température T5 (typiquement comprise entre -80°C et -110°C) inférieure à la température T4 et former un troisième flux de gaz naturel F-3.The fraction of the main stream of natural gas FP subjected to this second semi-open cycle is extracted from the main cryogenic heat exchanger at a temperature T4 (typically between -10 ° C and -40 ° C) higher than the temperature T3 to be directed to the intermediate temperature expansion turbine 8a in order to lower its temperature by expansion to a temperature T5 (typically between -80 ° C and -110 ° C) lower than the temperature T4 and form a third flow F-3 natural gas.

Le troisième flux de gaz naturel F-3 qui peut éventuellement contenir une fraction variable de liquide condensé est ensuite réintroduit dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal pour refroidir par échange thermique le flux initial de gaz réfrigérant G-0 et le flux de gaz naturel principal F-P traversant l'échangeur de chaleur cryogénique principal à contre-courant.The third stream of natural gas F-3 which may possibly contain a variable fraction of condensed liquid is then reintroduced into the main cryogenic heat exchanger to cool by heat exchange the initial stream of refrigerant gas G-0 and the stream of natural gas main FP passing through the main cryogenic heat exchanger against the current.

A la sortie de l'échangeur de chaleur cryogénique principal, le troisième flux de gaz naturel F-3 en phase gaz et à une température T6 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. Il est alors refroidi par un refroidisseur de gaz naturel 26 avant d'être mélangé au premier flux de gaz naturel F-l en amont du compresseur de gaz naturel 12.At the outlet of the main cryogenic heat exchanger, the third stream of natural gas F-3 in the gas phase and at a temperature T6 close to the temperature of the hot source is directed to a compressor 8b driven by the expansion turbine at intermediate temperature 8a to be compressed there. It is then cooled by a natural gas cooler 26 before being mixed with the first stream of natural gas F-1 upstream of the natural gas compressor 12.

Lors de son passage dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal, le flux principal de gaz naturel F-P est refroidi par échange thermique avec le premier flux de gaz naturel F-l, le troisième flux de gaz naturel F3, et par un premier flux de gaz réfrigérant G-l (décrit ultérieurement) circulant tous les trois à contre-courant dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal 4.During its passage through the main cryogenic heat exchanger, the main flow of natural gas FP is cooled by heat exchange with the first flow of natural gas F1, the third flow of natural gas F3, and by a first flow of refrigerant gas. Gl (described later) circulating all three against the current in the main cryogenic heat exchanger 4.

A la sortie de l'échangeur de chaleur cryogénique principal, le flux principal de gaz naturel F-P a ainsi été refroidi à une température permettant sa liquéfaction. Celui-ci subit une détente de Joule-Thomson en traversant une vanne 28 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.At the outlet of the main cryogenic heat exchanger, the main flow of natural gas F-P was thus cooled to a temperature allowing its liquefaction. This undergoes a Joule-Thomson expansion by passing through a valve 28 until a pressure close to atmospheric pressure is reached. Alternatively, this expansion could be carried out by means of a liquid expansion turbine to improve its efficiency.

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.The expansion of the liquefied natural gas has the effect of generating flash gases which are separated from the liquefied natural gas in the flask 18 dedicated for this purpose. At the outlet of the balloon, the flow of liquefied natural gas LNG freed from flash gases is sent to the LNG storage tanks.

Quant aux gaz de flash F-F, ils sont envoyés dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal pour être réchauffés à une température TH 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.As for the FF flash gases, they are sent to the main cryogenic heat exchanger to be reheated to a temperature TH typically between -50 ° C and -110 ° C, then to a flash gas treatment unit, this which reduces the cooling power requirements in the cold section of the main cryogenic heat exchanger.

On décrira maintenant l'unique cycle réfrigérant fermé au gaz réfrigérant (ici majoritairement de l'azote) qui a pour but de fournir la puissance thermique complémentaire aux deux autres cycles réfrigérant et d'assurer le sous-refroidissement du gaz naturel liquéfié.We will now describe the only refrigerant cycle closed with refrigerant gas (mainly nitrogen here) which aims to provide additional thermal power to the other two refrigerant cycles and to ensure sub-cooling of liquefied natural gas.

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 T7 voisine de la température de la source chaude.The refrigerant gas compressor 14 delivers an initial flow of refrigerant gas G-0 which, after cooling in a refrigerant gas cooler 32, is at a temperature T7 close to the temperature of the hot source.

Ce flux initial de gaz réfrigérant G-0 est majoritairement circulé dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal 4 pour y être prérefroidi en réchauffant le premier flux de gaz naturel F-l, un troisième flux de gaz naturel F-3 ainsi que le premier flux de gaz réfrigérant G-l mentionné ultérieurement circulant à contre-courant dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal.This initial flow of refrigerant gas G-0 is mainly circulated in the main cryogenic heat exchanger 4 to be precooled there by heating the first flow of natural gas F1, a third flow of natural gas F-3 as well as the first flow of Gl refrigerant gas mentioned later circulating against the current in the main cryogenic heat exchanger.

A la sortie de l'échangeur de chaleur cryogénique principal, le flux initial de gaz réfrigérant G-0 se trouve à une température T8 (par exemple comprise entre -80°C et -110°C) qui est inférieure à la température T7. Ce flux est dirigé vers la turbine de détente à basse^g^ÿ^ température 10a pour y être davantage refroidi 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 un premier flux de gaz réfrigérant G-l.At the outlet of the main cryogenic heat exchanger, the initial flow of refrigerant gas G-0 is at a temperature T8 (for example between -80 ° C and -110 ° C) which is lower than the temperature T7. This flow is directed to the low temperature expansion turbine ^ g ^ ÿ ^ temperature 10a to be further cooled to a temperature T9 (for example between -140 ° C and -160 ° C) lower than the temperature T8 before to be reintroduced into the main cryogenic heat exchanger to form a first stream of refrigerant gas Gl.

Comme décrit précédemment, la circulation de ce premier flux de gaz réfrigérant G-l dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal permet d'assurer par échange thermique un refroidissement du flux principal de gaz naturel F-P et du flux initial de gaz réfrigérant G-0 circulant à contre-courant dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal.As described above, the circulation of this first flow of refrigerant gas Gl in the main cryogenic heat exchanger makes it possible by heat exchange to cool the main flow of natural gas FP and the initial flow of refrigerant gas G-0 circulating at counter current in the main cryogenic heat exchanger.

A la sortie de l'échangeur de chaleur cryogénique principal 4, le premier flux de gaz réfrigérant G-l 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 refroidi par un refroidisseur de gaz réfrigérant 34 puis réinjecté en aspiration du compresseur de gaz réfrigérant 14.At the outlet of the main cryogenic heat exchanger 4, the first flow of refrigerant gas G-1 is at a temperature T10 higher than T9 and close to the temperature of the hot source. This flow is directed towards the compressor 10b driven by the low temperature expansion turbine 10a to be compressed there before being cooled by a refrigerant gas cooler 34 then reinjected into suction from the refrigerant gas compressor 14.

On notera que dans le compresseur de gaz réfrigérant 14, le premier flux de gaz réfrigérant G-l 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.It will be noted that in the refrigerant gas compressor 14, the first flow of refrigerant gas G-1 can be compressed in two successive compression phases between which the flow of refrigerant gas can be cooled by another refrigerant gas cooler 30.

En liaison avec les figures 2 à 5, on décrira maintenant différentes variantes du procédé de liquéfaction selon l'invention, étant noté que chacune de ces variantes peut être mise en œuvre séparément ou combinée avec les autres en fonction du cas d'application.In connection with FIGS. 2 to 5, various variants of the liquefaction process according to the invention will now be described, it being noted that each of these variants can be implemented separately or combined with the others depending on the application case.

La figure 2 illustre une variante du procédé de liquéfaction selon l'invention dite de « recompression en série ».FIG. 2 illustrates a variant of the liquefaction method according to the invention, known as "serial recompression".

Cette variante se distingue du mode de réalisation de la figure 1 en ce que le courant au refoulement du compresseur 8b entraîné par la turbine de détente à température intermédiaire 8a est dirigé vers l'aspiration du compresseur 6b entraîné par la turbine de détente à température ambiante 6a (au lieu d'être directement admis à l'aspiration du compresseur de gaz naturel 12 comme décrit dans le mode de réalisation de la figure 1). Au refoulement du compresseur 6b, ce courant de gaz naturel traverse le refroidisseur de gaz naturel 21 puis est admis à l'aspiration du compresseur de gaz naturel.This variant differs from the embodiment of FIG. 1 in that the discharge current of the compressor 8b driven by the expansion turbine at intermediate temperature 8a is directed towards the suction of the compressor 6b driven by the expansion turbine at room temperature 6a (instead of being directly admitted to the suction of the natural gas compressor 12 as described in the embodiment of Figure 1). When the compressor 6b is discharged, this stream of natural gas passes through the natural gas cooler 21 and is then admitted to the suction of the natural gas compressor.

Cette variante permet ainsi de réaliser une compression étagée du gaz naturel qui est plus efficace que celle décrite en liaison avec la figure 1.This variant thus makes it possible to carry out a staged compression of the natural gas which is more effective than that described in connection with FIG. 1.

La figure 3 illustre une autre variante du procédé de liquéfaction selon l'invention dite à « pré-refroidissement complémentaire par cycle réfrigérant auxiliaire ».FIG. 3 illustrates another variant of the liquefaction process according to the invention known as “additional pre-cooling by auxiliary refrigerant cycle”.

Cette variante se distingue du mode de réalisation de la figure 1 en ce que, au cours du premier cycle réfrigérant semi-ouvert au gaz naturel, le flux d'alimentation de gaz naturel à l'admission de la turbine de détente à température ambiante 6a est davantage refroidi dans un échangeur de chaleur auxiliaire 36.This variant differs from the embodiment of FIG. 1 in that, during the first semi-open refrigerant cycle with natural gas, the natural gas supply flow at the intake of the expansion turbine at ambient temperature 6a is further cooled in an auxiliary heat exchanger 36.

Comme représenté sur la figure 3, un cycle de réfrigération auxiliaire 38 fournit la puissance de réfrigération nécessaire au fonctionnement de l'échangeur de chaleur auxiliaire 36. Ce cycle peut être par exemple un cycle aux Hydro-Fiuoro-Carbones (HFC) ou au dioxyde de carbone.As shown in FIG. 3, an auxiliary refrigeration cycle 38 provides the refrigeration power necessary for the operation of the auxiliary heat exchanger 36. This cycle can for example be a cycle with Hydro-Fiuoro-Carbon (HFC) or with dioxide of carbon.

Dans cette variante, la température dans le séparateur principal 16 est abaissée, ce qui permet d'obtenir une meilleure récupération des NGLs.In this variant, the temperature in the main separator 16 is lowered, which allows better recovery of the NGLs.

La figure 4 illustre une autre variante du procédé de liquéfaction selon l'invention dite à « absorption de NGL par reflux sous-refroidi ».FIG. 4 illustrates another variant of the liquefaction process according to the invention known as “absorption of NGL by sub-cooled reflux”.

Dans cette variante, au cours du second cycle réfrigérant semiouvert au gaz naturel, le troisième flux de gaz naturel F-3 à l'échappement de la turbine de détente intermédiaire 8a est dirigé vers un séparateur auxiliaire 40 à la sortie duquel le flux de gaz naturel est réintroduit dans l'échangeur de chaleur cryogénique principal 4, le flux de liquides du gaz naturel à la sortie du séparateur auxiliaire 40 étant pompé en totalité ou en partie vers le séparateur principal 16 pour contribuer à l'absorption de liquides du gaz naturel.In this variant, during the second refrigerating cycle semi-open to natural gas, the third stream of natural gas F-3 at the outlet of the intermediate expansion turbine 8a is directed to an auxiliary separator 40 at the outlet of which the stream of gas natural gas is reintroduced into the main cryogenic heat exchanger 4, the flow of natural gas liquids at the outlet of the auxiliary separator 40 being pumped in whole or in part to the main separator 16 to contribute to the absorption of liquids from the natural gas .

Le contact entre le gaz naturel à traiter et le reflux sous-refroidi peut par exemple être réalisé à contre-courant. A cet effet, le séparateur principal peut par exemple être équipé d'un lit de garnissage. Avec cette variante, il est possible de traiter des gaz légers avec une haute teneur en composés aromatiques (par exemple le benzène) ou extraire les LPGs avec un taux de récupération élevé (par exemple pour assurer une production industrielle de GPLs)^^'The contact between the natural gas to be treated and the sub-cooled reflux can for example be made against the current. For this purpose, the main separator can for example be equipped with a packing bed. With this variant, it is possible to treat light gases with a high content of aromatic compounds (for example benzene) or extract LPGs with a high recovery rate (for example to ensure an industrial production of LPGs) ^^ '

La figure 5 illustre une autre variante du procédé de liquéfaction selon l'invention dite à « absorption de NGL par reflux de GNL ».FIG. 5 illustrates another variant of the liquefaction process according to the invention known as “absorption of NGL by reflux of LNG”.

Dans cette variante, au cours du premier cycle réfrigérant semiouvert au gaz naturel, une partie F-I de la fraction de flux principal de gaz 5 naturel F-P qui traverse l'échangeur de chaleur cryogénique principal 4 afin d'y être refroidi est extraite dudit échangeur de chaleur cryogénique principal à une température Tll pour être dirigée vers le séparateur principal 16 de façon à contribuer à l'absorption de liquides du gaz naturel.In this variant, during the first refrigerant cycle semi-open to natural gas, a portion FI of the main flow fraction of natural gas 5 FP which passes through the main cryogenic heat exchanger 4 in order to be cooled therein is extracted from said heat exchanger main cryogenic heat at a temperature T11 to be directed to the main separator 16 so as to contribute to the absorption of liquids from natural gas.

La température Tll d'extraction du flux F-I est supérieure à ia 10 température T3. Elle est par exemple comprise entre -70°C et -110°C.The extraction temperature T11 of the flow F-I is greater than the temperature T3. It is for example between -70 ° C and -110 ° C.

Le contact entre le gaz naturel à traiter et le reflux de GNL peut par exemple être réalisé à contre-courant. A cet effet, le séparateur principal peut par exemple être équipé d'un lit de garnissage. Avec cette variante, il est possible de traiter des gaz légers avec une haute teneur en 15 composés aromatiques en composés aromatiques (par exemple le benzène) ou d'extraire notamment des GPLs avec un taux de récupération élevé et de l'éthane.The contact between the natural gas to be treated and the reflux of LNG can for example be made against the current. For this purpose, the main separator can for example be equipped with a packing bed. With this variant, it is possible to treat light gases with a high content of aromatic compounds in aromatic compounds (for example benzene) or to extract in particular LPGs with a high recovery rate and ethane.

Claims

1. A method of liquefying a natural gas comprising a mixture of hydrocarbons, predominantly methane, the method comprising:

a) a first semi-open refrigerant cycle with natural gas in which, successively:

a natural gas feed stream (F-0) at a pressure PO previously treated to extract the acid gases, water and mercury therefrom is mixed with a natural gas stream, expanded to a pressure PI and its temperature lowered at a temperature Tl by means of an expansion turbine at ambient temperature (6a) so as to obtain a condensation of any natural gas liquids contained in the natural gas, the possible natural gas liquids which have been condensed are separated in a main separator (16) of the natural gas supply flow, the latter then passing through a main cryogenic heat exchanger (4) to form a first natural gas flow (Fl) contributing by heat exchange, on the one hand to the pre -cooling of a main flow of natural gas (FP) flowing against the current through the main cryogenic heat exchanger, and on the other hand, cooling of an initial flow of refrigerant gas (G-0) flowing countercurrent in the interchange eur of main cryogenic heat, at the outlet of the main cryogenic heat exchanger, the first flow of natural gas (Fl) which is at a temperature T2 higher than Tl and close to the temperature of a hot source is compressed to a pressure P2 by means of a compressor (6b) driven by the expansion turbine at room temperature (6a) before being admitted to the suction of a natural gas compressor (12) to be further compressed at a pressure P3 greater than P2 and form a second stream of natural gas (F-2), the second stream of natural gas (F-2) at the discharge of the natural gas compressor (12) is partly expanded and mixed with the supply stream of natural gas (F-0) upstream of the expansion turbine at room temperature, and partly forms the main flow of natural gas (FP), a fraction of this main flow of natural gas (FP) passes through the heat exchanger main cryogenic in order to be cooled to a sufficiently low temperature T3 e to allow liquefaction of natural gas;

b) a second refrigerating cycle semi-open to natural gas in which, successively:

another fraction of the main natural gas flow (FP) is extracted from the main cryogenic heat exchanger at a temperature T4 higher than T3 to be directed to an intermediate expansion turbine (8a) so that its temperature is lowered by expansion until '' at a temperature T5 lower than T4 and form a third stream of natural gas (F-3), the third stream of natural gas (F-3) is reintroduced into the main cryogenic heat exchanger to cool the stream by heat exchange of main natural gas and the initial flow of refrigerant gas flowing against the current in the main cryogenic heat exchanger, at the outlet of the main cryogenic heat exchanger, the third flow of natural gas (F-3) which is at a temperature T6 close to the temperature of the hot source is directed to a compressor (8b) driven by the intermediate expansion turbine (8a) to be compressed there and then it is cooled before being mixed with the first stream of natural gas upstream from the natural gas compressor (12);

c) a refrigerant cycle closed to the refrigerant gas in which, successively:

an initial flow of refrigerant gas (G-0) with a temperature T7 close to the temperature of the hot source and previously compressed by a refrigerant gas compressor (14) is circulated in the main cryogenic heat exchanger (4) to be pre-cooled, at the outlet of the main cryogenic heat exchanger, the initial flow of refrigerant gas (G-0) which is at a temperature T8 lower than T7 is directed to a low temperature expansion turbine (10a) so that its temperature is lowered by expansion to a temperature T9 lower than T8, the first flow of refrigerant gas (Gl) thus formed being reintroduced into the main cryogenic heat exchanger to contribute to the cooling of the main flow of natural gas ( FP) and the initial flow of refrigerant gas (G-0);

at the outlet of the main cryogenic heat exchanger, the first flow of refrigerant gas (Gl) which is at a temperature T10 close to the temperature of the hot source is directed to a compressor (10b) driven by the expansion turbine at low temperature (10a) to be compressed before being cooled and then directed to the suction of the refrigerant gas compressor (14).

2. Method according to claim 1, in which, during the second semi-open refrigerant cycle with natural gas, the flow of natural gas leaving the compressor (8b) driven by the intermediate expansion turbine (8a) is cooled and then mixed to the first flow of natural gas before being directed to the inlet of the compressor (6b) driven by the expansion turbine at room temperature (6a).

3. Method according to one of claims 1 and 2, wherein, during the first semi-open refrigerant cycle with natural gas, the supply stream of natural gas to the inlet of the expansion turbine at room temperature ( 6a) is further cooled in an auxiliary heat exchanger (36).

4. Method according to any one of claims 1 to 3, wherein, during the second semi-open refrigerant cycle with natural gas, the third stream of natural gas (F-3) at the exhaust of the expansion turbine intermediate (8a) is directed to an auxiliary separator (40) at the outlet of which the flow of natural gas is reintroduced into the main cryogenic heat exchanger (4), the flow of liquids of natural gas at the outlet of the auxiliary separator ( 40) being pumped in whole or in part to the main separator (16) to contribute to the absorption of liquids from natural gas.

5. Method according to any one of claims 1 to 4, in which, during the first semi-open natural gas refrigerant cycle, part of the main natural gas flow fraction (FP) which passes through the heat exchanger. main cryogenic heat (4) in order to be cooled therein is extracted from said main cryogenic heat exchanger at a temperature T11 higher than the temperature T3 to be directed to the main separator (16) so as to contribute to the absorption of liquids from the natural gas.

6. Method according to any one of claims 1 to 5, wherein, during the first semi-open refrigerant cycle with natural gas, the natural gas supply flow (F-0) is expanded and its temperature lowered to using the expansion turbine at room temperature (6a) without undergoing pre-cooling in the main cryogenic heat exchanger.

7. Method according to any one of claims 1 to 6, in which, during the first semi-open refrigerant cycle with natural gas, the flow of natural gas supply to the exhaust of the expansion turbine at room temperature (6a) is introduced into the main separator (16) at the outlet from which a flow of natural gas liquids (F-HL) is recovered.

8. The method of claim 7, wherein the liquid stream of natural gas (F-HL) recovered is heated and partially vaporized to facilitate its downstream treatment.

9. Method according to one of claims 7 and 8, wherein the thermal power necessary to heat the flow of natural gas liquids (F-HL) comes from the cooling of the main flow of natural gas (FP) and / or the flow initial refrigerant gas (G-0).

10. Method according to any one of claims 1 to 9, in which the pressure of the main flow of natural gas (F-P) is greater than the critical pressure of natural gas.

11. Method according to any one of claims 1 to 10, in which:

the temperature Tl is between -40 ° C and -60 ° C the temperature T3 is between -140 ° C and -160 ° C;

the temperature T4 is between -10 ° C and -40 ° C;

the temperature T5 is between -80 ° C and -110 ° C;

the temperature T8 is between -80 ° C and -110 ° C;

the temperature T9 is between -140 ° C and -160 ° C;

the pressure PO is between 5 and 10 MPa;

the pressure PI is between 1 and 3 MPa;

the pressure P2 is between 2 and 4 MPa; and the pressure P3 is between 6 and 10 MPa.

12. Method according to any one of claims 1 to 11, in which the refrigerant gas mainly comprises nitrogen.

13. Method according to any one of claims 1 to 12, in which it is implemented on board a natural gas liquefaction installation at sea.

14. Installation for liquefying natural gas for implementing the method according to any one of claims 1 to 13, comprising:

an ambient temperature expansion turbine (6a) intended to receive a natural gas feed stream (F-0) as well as part of a second natural gas stream (F-2) coming from the discharge of a natural gas compressor (12) and having an exhaust connected to an inlet of a main separator (16);

a main cryogenic heat exchanger (4) intended to receive flows of natural gases (F-P, F-1, F-3) and refrigerant gas;

a compressor (6b) driven by the expansion turbine at room temperature (6a) intended to receive a first stream of natural gas (Fl) coming from a main separator (16) and having an outlet connected to the suction of the compressor natural gas (12);

an intermediate temperature expansion turbine (8a) intended to receive part of a main flow of natural gas (FP) coming from the discharge of the natural gas compressor (12) and connected at the inlet and at the outlet to the heat exchanger main cryogenic (4);

a compressor (8b) driven by the intermediate temperature expansion turbine (8a) intended to receive a third stream of natural gas (F-3) from the main cryogenic heat exchanger (4);

a low temperature expansion turbine (10a) for refrigerant gas connected at the inlet and at the outlet to the main cryogenic heat exchanger (4); and a compressor (10b) driven by the low temperature expansion turbine (10a) and having an outlet connected to the suction of a refrigerant gas compressor (14).

15. Installation according to claim 14, in which the natural gas compressor (12) and the refrigerant gas compressor (14) are driven by the same drive machine (ME) supplying the power necessary to increase the pressure of the natural gas to liquefy as well as to the compression of circulating fluids in the three refrigerating cycles.

16. Installation according to one of claims 14 and 15, wherein the natural gas compressor (12) is downstream of the compressors driven by the expansion turbine at room temperature (6a) and the expansion turbine at intermediate temperature (8a ), and in which the refrigerant gas compressor (14) is downstream of the compressor driven by the low temperature expansion turbine (10a).