WO2003023303A1 - Procede de liquefaction comportant au moins un refrigerant en melange qui utilise a la fois de l'ethane et de l'ethylene - Google Patents

Procede de liquefaction comportant au moins un refrigerant en melange qui utilise a la fois de l'ethane et de l'ethylene Download PDF

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    • F25J2280/02—Control in general, load changes, different modes ("runs"), measurements

Definitions

  • the present invention relates, in general and according to a first of its aspects, the gas industry, and in particular a process for liquefying natural gas. More specifically, the invention relates to a process for liquefying a natural gas, under pressure, containing methane and C and higher hydrocarbons, said process comprising:
  • a first step I in which the natural gas 0 is subjected to a first refrigerating cycle to obtain a cooled natural gas, and is brought to a temperature below minus 20 ° C. by a first refrigerant, said first refrigerant cycle comprising a succession of sub-steps (i) to (v) in which the first refrigerant is (i) sub-cooled, (ii) expanded, (iii) vaporized, (iv) compressed, and (v) at least partially condensed by cooling with a first external refrigerant,
  • Such a method has drawbacks, in particular the j when the inlet pressure of natural gas in the installation drops.
  • the liquefaction temperature of natural gas can be significantly lowered.
  • the inlet pressure of natural gas is close to 45 bars.
  • the inlet pressure of natural gas can drop to a pressure of around 30 bars.
  • the profile of the condensation curve of natural gas is modified and this results in a relatively cooler condensation temperature.
  • relative variations in the level of condensation of natural gas in different parts of the cryogenic exchanger (s) will be observed compared to the situation in which the natural gas was at a pressure of 45 bars.
  • the power required to liquefy natural gas increases.
  • the pressure of the refrigerants can increase significantly at the compressor outlet, consequently increasing the design pressure of the compressor and the equipment located in front.
  • the invention aims to overcome the drawbacks associated with a reduction in the inlet pressure of natural gas into the installation by (i) limiting the increase in the required compression power, (ii) a improvement of heat exchanges within cryogenic exchangers without modification of their structure or their surface, (iii) maintenance of a substantially constant compression pressure at the compressor outlet.
  • the process of the invention is essentially characterized in that the second refrigerant also contains
  • the second refrigerant is separated into a first fraction which is relatively more volatile, and into a second fraction, which is relatively less volatile, said second fraction then being treated in accordance with sub-steps (i) and (ii) of step II, in order to obtain a second cooled and expanded fraction, then is treated in accordance with sub-step (i ⁇ ) from stage II; said first fraction being cooled, sub-cooled, expanded, vaporized, then mixed with the second fraction cooled and expanded.
  • the process for liquefying natural gas according to the invention uses natural gas at a pressure of less than 40 bars.
  • the natural gas liquefaction method according to the first variant of the invention uses natural gas at a pressure of less than 45 bars.
  • At least one of the first and second external refrigerants can be a fluid available at room temperature.
  • At least one first expansion turbine preferably coupled to a generator, can be used for the treatment of the second cooled refrigerant, in substep (ii) of step II.
  • the first refrigerant can consist of a container mainly of ethane and propane.
  • the first refrigerant can consist mainly of a hydrocarbon with three carbon atoms, propane or propylene.
  • FIG. 1 represents a functional block diagram of an installation in accordance with a possible embodiment of the invention
  • FIG. 2 represents a functional block diagram of an installation in accordance with another possible embodiment of the invention.
  • a first step I the natural gas 1 is subjected to a first refrigerant cycle to obtain a cooled natural gas 4, and is brought to a temperature below minus 20 ° C. by a first refrigerant 201 typically comprising 1 ethane, propane and butane.
  • the first refrigerant 201 is, in a succession of sub-steps (i) to (v):
  • the flow 205 is sub-cooled in a cryogenic exchanger E2, to obtain a flow 206.
  • the flow 206 is separated into a flow 207, and into a flow 208.
  • the flow 208 is sub-cooled in a cryogenic exchanger E3, for obtaining a flow 209.
  • the streams 221, 216, and 212 each supply a compressor K201 comprising a plurality of stages denoted K201-1 to K201-3.
  • the compressor K201 supplies, at its high pressure stage K201-3, a flow 223.
  • the flow 223 is at least partially condensed by cooling with a first external cooling fluid E201 to provide a flow 224, this first external cooling fluid possibly being in particular water or air.
  • the flow 224 is completely condensed by a third external refrigerant E202, to be stored in a tank V204.
  • Flow 200 is withdrawn from flask V204, which is cooled with a fourth external refrigerant E203, to produce the first refrigerant 201.
  • a second step II the cooled natural gas 4 is subjected to a second refrigerating cycle in which the cooled natural gas 4 is cooled and condensed by a second refrigerant 103 comprising methane, ethane, propane, nitrogen , and ethylene.
  • a second refrigerant 103 comprising methane, ethane, propane, nitrogen , and ethylene.
  • the second refrigerant cycle comprises a succession of sub-steps (i) to (vi) in which the second refrigerant 103 is:
  • the stream 106 is vaporized in the cryogenic exchanger E4 which supplies the stream 107.
  • the latter passes through a balloon V10 to give the stream 108.
  • Flow 108 supplies a compressor K101 with a low pressure stage K101-1.
  • the latter produces a medium pressure flow 109 which is cooled by exchange with a flow E101, to give a cooled flow 110.
  • the flow 110 is then introduced to a medium pressure stage of the compressor K101, at the suction of the stage K101- 2.
  • the latter produces a stream 111.
  • the flow 100 is at least partially condensed by cooling with said first refrigerant 201, during its successive passage through the exchangers El to E3.
  • the installation shown is also intended to liquefy a natural gas 1, under pressure, containing methane and C 2 and higher hydrocarbons.
  • the natural gas 1 is subjected to a first refrigerant cycle to obtain a cooled natural gas 4, and is brought to a temperature below minus 20 ° C. by a first refrigerant 201 typically comprising l ethane, propane and butane.
  • This cycle is identical in its operation to that described for FIG. 1. It is therefore not necessary to describe it again.
  • the installation shown also includes a second refrigerant cycle having many similarities to that described for FIG. I. The differences are mentioned below:
  • the second refrigerant 103 is separated in a tank V102 in a first fraction 115 relatively more volatile, and in a second fraction 119, relatively less volatile.
  • the second fraction 119 is then treated in accordance with substeps (i) and (ii) of step II, as described above, to obtain a second cooled and expanded fraction 122.
  • this second cooled and expanded fraction 122 is obtained by cooling the second fraction 119 in a cryogenic exchanger E4 which provides a fraction 120.
  • the latter is expanded in a turbine T101 which produces a relaxed flow 121.
  • This latter flow 121 is expanded in a valve D4 which produces the second cooled and expanded fraction 122.
  • the second cooled and expanded fraction 122 is then mixed with a fraction 118 to give a flow
  • This flow 106 is vaporized in the exchanger E4 to produce the flow 107 which supplies a low pressure stage
  • the first fraction 115 is cooled in the exchanger E4, which provides a flow 116.
  • the latter is sub-cooled by passing through an exchanger E5 -which produces a flow 104.
  • the flow 104 is expanded by passing through a turbine T102 which produces a relaxed flow 105.
  • the flow 105 is then expanded in a valve D5 which supplies a flow 117.
  • the latter is vaporized in the exchanger E5 which produces the flow 118.
  • the flow 118 is then mixed with the second cooled and expanded fraction 122 to supply the flow 106 .
  • the compressor K101 has three compression stages denoted K101-1 to
  • 3rd natural gas 1 supplies the installation with a flow rate of 694,936 kg / h. It is composed of 0.1% nitrogen, 93.8% methane, 4% ethane, 1% propane, 0.5% isobutane, 0.5% n-butane, and 0.1% isopentane. Its temperature is 30 ° C.
  • the first refrigerant 201 is composed of 0.5% methane, 49.5% ethane, 49.5% propane, and 0.5% isobutane.
  • Table 1 relates to an installation in operation according to FIG. 1, and Table 2 relates to an installation in operation according to FIG. 2.
  • the incorporation of ethylene in the second refrigerant accompanied by a reduction in the proportion of methane, allows a significant reduction in the power required to liquefy natural gas 1.
  • the gain is d 'All the more important that the pressure of natural gas 1 is low.
  • a remarkable stability of the pressure of the flow 108 is observed in the case of an installation according to FIG. 1.
  • the incorporation of ethylene makes it possible at least to limit the pressure increase of flow 100 compared to a system not using ethylene.
  • the invention therefore presents a remarkable advantage for limiting energy expenditure during the production of liquefied natural gas, in particular when the inlet pressure of the natural gas to be liquefied is less than 45 bars. This object is achieved while allowing the compression pressure of the second refrigerant at the outlet of the compressor K101 to be kept substantially constant.

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Abstract

Ce procédé comprend : (a) une première étape dans laquelle le gaz naturel (1) est soumis à un premier cycle réfrigérant pour l'obtention d'un gaz naturel refroidi (4), et est porté à une température inférieure à moins 20 °C par un premier réfrigérant (201) ; (b) une deuxième étape dans laquelle le gaz naturel refroidi (4) est soumis à un deuxième cycle réfrigérant dans lequel le gaz naturel refroidi (4) est refroidi et condensé par un deuxième réfrigérant (103) comprenant du méthane, de l'éthane, du propane, et de l'azote. Le deuxième réfrigérant (103) contient en outre de l'éthylène, la teneur totale en éthane et en éthylène étant proche de 50 % en moles.

Description

"Procédé de liquéfaction comportant au moins un réfrigérant en mélange qui utilise à la fois de 1* ethane et de 1 ' éthylène"
La présente invention concerne, de façon générale et selon un premier de ses aspects, l'industrie gazière, et en particulier un procédé de liquéfaction de gaz naturel . 5 Plus précisément, l'invention concerne un procédé de liquéfaction d'un gaz naturel, sous pression, contenant du méthane et des hydrocarbures en C et supérieurs, ledit procédé comprenant :
(a) une première étape I, dans laquelle le gaz 0 naturel est soumis à un premier cycle réfrigérant pour l'obtention d'un gaz naturel refroidi, et est porté à une température inférieure à moins 20 °C par un premier réfrigérant, ledit premier cycle réfrigérant comprenant une succession de sous-étapes (i) à (v) dans lesquelles 5 le premier réfrigérant est (i) sous-refroidi, (ii) détendu, (iii) vaporisé, (iv) compressé, et (v) au moins partiellement condensé par ref oidissement avec un premier fluide réfrigérant externe,
(b) une deuxième étape II, dans laquelle le gaz 0 naturel refroidi est soumis à un deuxième cycle réfrigérant dans lequel le gaz naturel refroidi esc refroidi et condensé par un deuxième réfrigérant comprenant du méthane, de l' ethane, du propane, et de l'azote, ledit deuxième cycle réfrigérant comprenant une 5 succession de sous-étapes (i) à (vi) dans lesquelles le deuxième réfrigérant est (i) sous -refroidi , (n) détendu,
(iii) vaporisé, (iv) compressé, (v) refroidi avec un deuxième fluide réfrigérant externe, et (vi) au moins par iellement condensé par refroidissement avec ledit: 0 premier réfrigérant.
Un tel procédé est connu de l'art antérieur. Ainsi, le brevet US-6105389 divulgue un procédé conforme au préambule décrit ci-dessus.
Un tel procédé présente des inconvénients notamment l'j lorsque la pression d'admission du gaz naturel dans l'installation chute. En effet, dans ce cas, la température de liquéfaction du gaz naturel peut être abaissée de façon significative. Ainsi, lors d'une utilisation habituelle d'une installation conforme au procédé de l'art antérieur, la pression d'admission du gaz naturel est voisine de 45 bars. Pour diverses raisons, par exemple de maintenance, la pression d'admission du gaz naturel peut chuter à une pression d'environ 30 bars. Dans ce cas, le profil de la courbe de condensation du gaz naturel est modifié et cela se traduit par une température de condensation relativement plus froide. Dans la pratique, on observera des variations relatives du niveau de condensation du gaz naturel dans différentes parties du ou des échangeurs cryogéniques par rapport à la situation dans laquelle le gaz naturel était à une pression de 45 bars . En corollaire, la puissance nécessaire pour liquéfier le gaz naturel augmente. De même, la pression des fluides réfrigérants peut augmenter de façon significative en sortie de compresseur, augmentant dès lors la pression de calcul du compresseur et des équipements situés en avant. Dans ces conditions, l'invention vise à pallier les inconvénients liés à une diminution de la pression d'admission du gaz naturel dans l'installation par (i) une limitation de l'accroissement de la puissance en compression nécessaire, (ii) une amélioration des échanges de chaleur au sein des échangeurs cryogéniques sans modification de leur structure ou de leur surface, (iii) le maintien d'une pression de compression sensiblement constante en sortie de compresseur.
A cet effet, le procédé de l'invention, par ailleurs conforme à la définition générique qu'en donne le préambule ci-dessus, est essentiellement caractérisé en ce que le deuxième réfrigérant contient en outre de
1 ' éthylène .
Selon une première variante du procédé de liquéfaction de l'invention, le deuxième réfrigérant est séparé en une première fraction relativement plus volatile, et en une deuxième fraction, relativement moins volatile, ladite deuxième fraction étant ensuite traitée conformément aux sous-étapes (i) et (ii) de l'étape II, pour l'obtention d'une deuxième fraction refroidie et détendue, puis est traitée conformément à la sous- étape (iϋ) de l'étape II; ladite première fraction étant refroidie, sous-refroidie, détendue, vaporisée, puis mélangée à la deuxième fraction refroidie et détendue .
De façon préférée, le procédé de liquéfaction de gaz naturel selon l'invention utilise un gaz naturel à une pression inférieure à 40 bars.
De façon préférée, le procédé de liquéfaction de gaz naturel selon la première variante de l'invention utilise un gaz naturel à une pression inférieure à 45 bars .
Au moins un des premier et deuxième fluides réfrigérants externes peut être un fluide disponible à température ambiante .
Au moins une première turbine de détente , de préférence couplée à un générateur, peut être utilisée pour le traitement du deuxième réfrigérant refroidi, à la sous-étape (ii) de l'étape II.
Avantageusement, le premier réfrigérant peut être constitué d'un contenant principalement de 1 ' ethane et du propane .
De préférence, le premier réfrigérant peut être constitué principalement d'un hydrocarbure à trois atomes de carbone, propane ou propylène.
L'invention sera mieux comprise et d'autres buts, caractéristiques, détails et avantages de celle-ci apparaîtront plus clairement au cours de la description qui va suivre en se référant aux dessins schématiques annexés, donnés uniquement à titre d'exemple non limitatif et dans lesquels :
La figure 1 représente un schéma synoptique fonctionnel d'une installation conforme à un mode de réalisation possible de l'invention ; et La figure 2 représente un schéma synoptique fonctionnel d'une installation conforme à un autre mode de réalisation possible de l'invention.
Sur ces deux figures, on peut notamment lire les symboles « GT » qui signifie « turbine à gaz » et « GE » qui signifie « générateur électrique.
Par souci de clarté et de concision, les conduites utilisées dans les installations des figures 1 et 2 seront reprises par les mêmes signes de référence que les fractions gazeuses et/ou liquides qui y circulent.
En se rapportant à la figure 1, l'installation représentée est destinée a liquéfier un gaz naturel 1, sous pression, contenant du méthane et des hydrocarbures en C2 et supérieurs. Dans une première étape I, le gaz naturel 1 est soumis à un premier cycle réfrigérant pour l'obtention d'un gaz naturel refroidi 4, et est porté à une température inférieure à moins 20°C par un premier réfrigérant 201 comprenant typiquement de 1 ' ethane , du propane et du butane .
Le premier réfrigérant 201 est, dans une succession de sous-étapes (i) à (v) :
(i) sous-refroidissement par passage du premier réfrigérant 201 dans un échangeur cryogénique El, pour l'obtention d'un flux 203. Le flux 203 est séparé en un flux 204, et en un flux 205.
Le flux 205 est sous-refroidi dans un échangeur cryogénique E2 , pour l'obtention d'un flux 206. Le flux 206 est séparé en un flux 207, et en un flux 208. Le flux 208 est sous-refroidi dans un échangeur cryogénique E3 , pour l'obtention d'un flux 209.
(ii) détente. Cela se traduit par le passage dans une vanne de détente VI à V3 pour, respectivement, chacun des flux 204, 207, et 209, pour l'obtention de flux détendus, respectivement 219, 214, et 210.
(iii) vaporisation. Les flux 219, 214, et 210 sont chacun respectivement vaporisés dans les échangeurs cryogéniques El à E3 pour fournir des flux de vapeur, respectivement 220, 215, et 211. Chacun de ces flux 220,
215, et 211 passe dans un ballon, respectivement V203, V202, et V201 pour fournir, respectivement les flux 221, 216, et 212.
(iv) Compression. Les flux 221, 216, et 212 alimentent chacun un compresseur K201 comprenant une pluralité d'étages notés K201-1 à K201-3. Les flux 212,
216, et 221 alimentent le compresseur K201 respectivement sur les étages K201-1, K201-2, K201-3 ayant une pression d'admission progressivement élevée. Le compresseur K201 fournit, à son étage à haute pression K201-3, un flux 223.
(v) Le flux 223 est au moins partiellement condensé par refroidissement avec un premier fluide réfrigérant externe E201 pour fournir un flux 224, ce premier fluide réfrigérant externe pouvant être notamment de l'eau ou de l'air. Le flux 224 est complètement condensé par un troisième fluide réfrigérant externe E202, pour être stocké dans un ballon V204. Du ballon V204 est soutiré le flux 200, qui est refroidi avec un quatrième fluide réfrigérant externe E203, pour produire le premier réfrigérant 201.
Dans une deuxième étape II, le gaz naturel refroidi 4 est soumis à un deuxième cycle réfrigérant dans lequel le gaz naturel refroidi 4 est refroidi et condensé par un deuxième réfrigérant 103 comprenant du méthane, de l' ethane, du propane, de l'azote, et de 1 ' éthylène .
Le deuxième cycle réfrigérant comprend une succession de sous-étapes (i) à (vi) dans lesquelles le deuxième réfrigérant 103 est :
(i) sous-refroidi par passage dans un échangeur cryogénique E4 pour fournir un flux 104,
(ii) détendu par passage dans une turbine de détente T101 couplée à un générateur électrique noté GΞ . La turbine. T101 produit un flux 105 qui est ensuite détendu dans une vanne de détente D4. Cette dernière produit un flux 106.
(iii) Le flux 106 est vaporisé dans l' échangeur cryogénique E4 qui fournit le flux 107. Ce dernier passe dans un ballon V10 pour donner le flux 108.
(iv) Le flux 108 alimente un compresseur K101 à un étage à basse pression K101-1. Ce dernier produit un flux moyenne pression 109 qui est refroidi par échange avec un flux E101, pour donner un flux refroidi 110. Le flux 110 est alors introduit à un étage moyenne pression du compresseur K101, à l'aspiration de l'étage K101-2. Ce dernier produit un flux 111.
(v) Le flux 111 est refroidi par échange avec un deuxième fluide réfrigérant externe E102 pour produire le flux 100.
(vi) Enfin, le flux 100 est au moins partiellement condensé par refroidissement avec ledit premier réfrigérant 201, lors de son passage successif dans les échangeurs El à E3. En se rapportant à la figure 2, l'installation représentée est également destinée a liquéfier un gaz naturel 1, sous pression, contenant du méthane et des hydrocarbures en C2 et supérieurs . Dans une première étape I, le gaz naturel 1 est soumis à un premier cycle réfrigérant pour l'obtention d'un gaz naturel refroidi 4, et est porté à une température inférieure à moins 20°C par un premier réfrigérant 201 comprenant typiquement de l' ethane, du propane et du butane. Ce cycle est identique dans son fonctionnement à celui décrit pour la figure 1. II n'est donc pas nécessaire de le décrire à nouveau.
L' installation représentée comporte également un deuxième cycle réfrigérant présentant de nombreuses similitudes avec celui décrit pour la figure I. Les différences sont mentionnées ci-après : Le deuxième réfrigérant 103 est séparé dans un ballon V102 en une première fraction 115 relativement plus volatile, et en une deuxième fraction 119, relativement moins volatile.
La deuxième fraction 119 est ensuite traitée conformément aux sous-étapes (i) et (ii) de l'étape II, comme décrit plus haut, pour l'obtention d'une deuxième fraction refroidie et détendue 122.
Ainsi, cette deuxième fraction refroidie et détendue 122 est obtenue par -refroidissement de la deuxième fraction 119 dans un échangeur cryogénique E4 qui fournit une fraction 120. Cette dernière est détendue dans une turbine T101 qui produit un flux 121 détendu. Ce dernier flux 121 est détendu dans une vanne D4 qui produit la deuxième fraction refroidie et détendue 122.
La deuxième fraction refroidie et détendue 122 est ensuite mélangée à une fraction 118 pour donner un flux
106. Ce flux 106 est vaporisé dans l' échangeur E4 pour produire le flux 107 qui alimente un étage basse pression
K101-1 d'un compresseur K101 par un ballon V101.
La première fraction 115 est refroidie dans l' échangeur E4 , qui fournit un flux 116. Ce dernier est sous-refroidi par passage dans un échangeur E5 -qui produit un flux 104. Le flux 104 est détendu par passage dans une turbine T102 qui produit un flux 105 détendu.
Le flux 105 est ensuite détendu dans une vanne D5 qui fournit un flux 117. Ce dernier est vaporisé dans l' échangeur E5 qui produit le flux 118. Le flux 118 est ensuite mélangé à la deuxième fraction refroidie et détendue 122 pour fournir le flux 106.
A la différence de la figure 1, le compresseur K101 comporte trois étages de compression notés K101-1 à
K101-3. Entre chaque étage de compression, le gaz comprimé est refroidi par un fluide, respectivement E101 à E103.
Selon une modélisation du fonctionnement des installations présentées en figures 1 et 2, 3e gaz naturel 1 alimente l'installation avec un débit de 694936 kg/h. Il est composé de 0,1% d'azote, 93,8% de méthane, 4% d' ethane, 1% de propane, 0,5% d' isobutane, 0,5% de n- butane, et 0,1% d' isopentane . Sa température est de 30°C.
Le premier réfrigérant 201 est composé de 0,5% de méthane, 49,5% d'ëthane, 49,5% de propane, et 0,5% d' isobutane.
Les deux tableaux ci-après présentent les avantages d'une incorporation d'ëthylène dans le deuxième réfrigérant 103.
Le tableau 1 est relatif à une installation en fonctionnement selon la figure 1, et le tableau 2 est relatif à une installation en fonctionnement selon la figure 2.
Procédé à 2 réfrigérants en mélange sans séparation de phase
Tableau 1
Figure imgf000011_0001
Pression du gaz naturel bars 45 40 35 30
Cas sans éthylène dans le deuxième réfrigérant
Composition du Réfrigérant
Azote % mol 6.00 6.00 6.00 δ.OO
Méthane % mol 43.50 44.50 47.40 52.00
Ethane % mol 49.50 48.50 45.60 41.00
Ethylène % mol 0.00 0.00 0.00 0.00
Propane % mol 1.00 1.00 1. 00 1.00
Total 100.00 100.00 100.00 100.00
Pression flux 108 bars 2.85 2.85 2.85 2.85
Pression flux 100 bars 47.98 48.49 50.05 52.50
Puissance du compresseur K101 kW 83005 Θ7179 93995 103893
Puissance du compresseur K201 kW 87952 89063 91029 94027
Puissance totale kW 170957 176242 185024 197920
Cas avec éthylène dans le deuxième réfrigérant 103
Composition du Réfrigérant
Azote % mol 6.00 6.00 6.00 6.00
Méthane % mol 43.50 43.50 43.50 43.50
Ethane % mol 49.50 44.50 36.50 26.00
Ethylène % mol 0.00 5.00 13.00 23.50
Propane % mol 1.00 1.00 1.00 1.00
Total 100.00 100.00 100.00 100.00
Pression flux 108 bars 2.85 2.85 2.85 2.85
Pression flux 100 bars 47.98 47.90 47.86 Λ 7 .89
Puissance du compression K101 kW 83005 86929 91453 96722
Puissance du compresseur K201 kW 87952 89564 91901 94765
Puissance totale kW 170957 176493 183354 191487
Gain réalisé grâce à 1 ' éthylène Gain de puissance avec éthylène kW 0 -251 1670 6433 Gain relatif de puissance % 0.00 -0.14 0.90 3.25
Procédé à 2 réfrigérants en mélange avec séparation de phase
Tableau 2
Figure imgf000012_0001
Pression du gaz naturel bars 45 40 35 30
Cas sans éthylène dans le réfrigérant 103
Composition du Réfrigérant
Azote % mol 3.00 3.00 3.00 3.00
Méthane % mol 43.00 46.20 49.70 53.90
Ethane % mol 44.00 40.80 37.30 33.10
Ethylène % mol 0.00 0.00 0.00 0.00
Propane % mol 10.00 10.00 10.00 10.00
Total 100.00 100.00 100.00 100.00
Pression flux 108 bars 3.25 3.25 3.25 3.25
Pression flux 100 bars 43.22 46.96 51.13 56.22
Puissance du compresseur K101 kW 105557 114547 124746 137370
Puissance du compresseur K201 kW 61749 61682 61530 61358
Puissance totale kW 167306 176229 186276 193728
Cas avec éthylène dans le réfrigérant 103
Composition du Réfrigérant
Azote % mol 3.00 3.30 3.30 3.60
Méthane % mol 40.00 39.70 39.70 39.40
Ethane % mol 39.00 32.00 24.00 12.80
Ethylène % mol 8.00 15.00 23.00 34.20
Propane % mol 10.00 10.00 10.00 10.00
Total 100.00 100.00 100.00 100.00
Pression flux 108 bars 3.25 3.25 3.25 3.25
Pression flux 100 bars 41.03 42.41 43.60 45.61
Puissance du compresseur K101 kW 102596 107863 113325 120974
Puissance du compresseur K201 kW 62631 63188 63929 64S24
Puissance totale kW 165227 171051 177254 185598
Gain réalisé grâce à l' éthylène
Gain de puissance avec éthylène kW 2079 5178 9022 13130
Gain relatif de puissance % 1.24 2.94 4.84 6.61
Comme cela apparaît à la lecture des résultats, l'incorporation d' éthylène dans le deuxième réfrigérant, accompagnée d'une diminution de la proportion de méthane, permet une diminution significative de la puissance nécessaire pour liquéfier le gaz naturel 1. Le gain est d'autant plus important que la pression du gaz naturel 1 est basse. De plus, on observe une remarquable stabilité de la pression du flux 108 dans le cas d'une installation selon la figure 1. En ce qui concerne l'installation selon la figure 2, l'incorporation d' éthylène permet au moins de limiter l'accroissement de pression du flux 100 par rapport à un système n'utilisant pas d' éthylène.
L'invention présente donc un intérêt remarquable pour la limitation des dépenses énergétiques lors de la production de gaz naturel liquéfié, en particulier lorsque la pression d'admission du gaz naturel à liquéfier est inférieure à 45 bars. Ce but est atteint tout en permettant de maintenir sensiblement constante la pression de compression du deuxième réfrigérant en sortie du compresseur K101.

Claims

REVENDICATIONS
1. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel (1), sous pression, contenant du méthane et des hydrocarbures en C2 et supérieurs, ledit procédé comprenant : (a) une première étape I, dans laquelle le gaz naturel
(1) est soumis à un premier cycle réfrigérant pour l'obtention d'un gaz naturel refroidi (4) , et est porté à une température inférieure à moins 20°C par un premier réfrigérant (201) , ledit premier cycle réfrigérant comprenant une succession de sous-étapes (i) à (v) dans lesquelles le premier réfrigérant (201) est (i) sous- refroidi, (ii) détendu, (iii) vaporisé, (iv) compressé, et (v) au moins partiellement 'condensé par refroidissement avec un premier fluide réfrigérant externe (E201) , (b) une deuxième étape II, dans laquelle le gaz naturel refroidi (4) est soumis à un deuxième cycle réfrigérant dans lequel le gaz naturel refroidi (4) est refroidi et condensé par un deuxième réfrigérant (103) comprenant du méthane, de l' ethane, du propane, et de l'azote, ledit deuxième cycle réfrigérant comprenant une succession de sous-étapes (i) à (vi) dans lesquelles le deuxième réfrigérant (103) est (i) sous-refroidi, (ii) détendu, (iii) vaporisé, (iv) compressé, (v) refroidi avec un deuxième fluide réfrigérant externe (E102), et (vi) au moins partiellement condensé par refroidissement avec ledit premier réfrigérant (201) ; ledit procédé étant caractérisé en ce que le deuxième réfrigérant (103) contient en outre de l' éthylène, la teneur totale en ethane et en éthylène étant proche de 50 % en moles, les proportions d' éthylène et d' ethane étant ajustées en fonction de la pression d'admission du gaz naturel .
2. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel (1) selon la revendication 1, caractérisé en ce que le rapport entre la teneur en éthylène dans le deuxième réfrigérant (103) , exprimée en % molaires, et la teneur totale en éthylène et en ethane dans ce même deuxième réfrigérant, exprimée en % molaires est supérieure à 9% quand le gaz naturel (1) est disponible à une pression inférieure à 40 bars.
3. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel (1) suivant la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que le rapport entre la teneur en éthylène dans le deuxième réfrigérant (103), exprimée en % molaires, et la teneur totale en éthylène et en ethane dans ce même deuxième réfrigérant, exprimée en % molaires, est supérieur à 25% quand le gaz naturel est disponible à une pression inférieure à 35 bars.
4. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel (1) suivant la revendication 1 ou 3 , caractérisé en ce que le rapport entre la teneur en éthylène dans le deuxième réfrigérant (103), exprimée en % molaires, et la teneur totale en éthylène et en ethane dans ce même deuxième réfrigérant, exprimée en % molaires, est supérieur à 45% quand le gaz naturel est disponible à une pression inférieure à 30 bars.
5. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel (1) selon la revendication 1, caractérisé en ce que le deuxième réfrigérant (103) est séparé en une première fraction (115) relativement plus volatile, et en une deuxième fraction (119), relativement moins volatile, ladite deuxième fraction (119) étant ensuite traitée conformément aux sous-étapes (i) et (ii) de l'étape II, pour l'obtention d'une deuxième fraction refroidie et détendue (122) , puis est traitée conformément à la sous- étape (iii) de l'étape II, ladite première fraction (115) étant refroidie, sous-refroidie , détendue, vaporisée, puis mélangée à la deuxième fraction refroidie ec détendue (122) .
6. Procédé de liquéfaccion d'un gaz naturel (1) selon la revendication 5, caractérisé en ce que le rapport entre la teneur en éthylène dans le deuxième réfrigérant (103) , exprimée en % molaires, et la teneur totale en éthylène et en ethane dans ce même deuxième réfrigérant, exprimée en % molaires est supérieure à 15% quand le gaz naturel (1) est disponible à une pression inférieure à 45 bars.
7. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel (1) suivant la revendication 5 ou 6 , caractérisé en ce que le rapport entre la teneur en éthylène dans le deuxième réfrigérant (103), exprimée en % molaires, et la teneur totale en éthylène et en ethane dans ce même deuxième réfrigérant, exprimée en % molaires est supérieure à 30 % quand le gaz naturel (1) est disponible à une pression inférieure à 40 bars.
8. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel (1) suivant l'une quelconque des revendications 5 à 7, caractérisé en ce que le rapport entre la teneur en éthylène dans le deuxième réfrigérant (103), exprimée en % molaires, et la teneur totale en éthylène et en ethane dans ce même deuxième réfrigérant, exprimée en % molaires est supérieure à 45% quand le gaz naturel (1) est disponible à une pression inférieure à 35 bars.
9. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel (1) suivant l'une quelconque des revendications 5 à 8, caractérisé en ce que le rapport entre la teneur en éthylène dans le deuxième réfrigérant (103) , exprimée en
% molaires, et la teneur totale en éthylène et en ethane dans ce même deuxième réfrigérant, exprimée en % molaires est supérieure à 70% quand le gaz naturel (1) est disponible à une pression inférieure a 30 bars.
10. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel (1) selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'au moins un des premier et deuxième fluides réfrigérants externes (E201), (E102) est un fluide disponible à température ambiante.
11. Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel (1) selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'au moins une première turbine de détente (T101) est utilisée pour le traitement du deuxième réfrigérant (103), à la sous-étape (ii) de l'étape II.
12. Procédé de liquéfaction selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le premier réfrigérant est constitué d'un contenant principalement de 1 ' ethane et du propane.
13. Procédé de liquéfaction selon l'une quelconque des revendications 1 à 11, caractérisé en ce que le premier réfrigérant est constitué principalement d'un hydrocarbure à trois atomes de carbone, propane ou propylène .
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