WO2020099658A1 - Procédé de traitement d'un flux de gaz d'alimentation et installation associée - Google Patents

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Definitions

  • the present invention relates to a method for treating a flow of natural gas comprising the following steps:
  • Such a process is intended for the extraction of liquids from natural gas in a feed gas flow, then for the selective fractionation within liquids of natural gas of light liquid components, for example ethane, propane, with respect to heavier liquid components, in particular butane, pentane or heavier hydrocarbons.
  • This method is intended to allow units sized for extraction of a liquefied supply gas of natural gas liquids, to simply process feed gas compositions richer in natural gas liquids while minimizing the oversizing of the units recovery and fractionation of natural gas liquids and associated energy consumption.
  • natural gas liquid recovery units are designed and dimensioned to produce a determined quantity of these liquids, in particular the light liquid components contained in natural gas liquids, in particular ethane and propane.
  • the quantity determined is defined to meet the needs of the installation, for example in terms of refrigerants required for a liquefaction train or is defined by the supply of a complex producing olefins downstream.
  • the design takes into account to some extent the variability in the composition of the feed natural gas.
  • the unit is designed and sized based on the poorest gas that can be treated there, taking into account a high rate of extraction of liquids from natural gas. This is not entirely satisfactory, in particular for accepting feed gas compositions which are richer in liquids than natural gas. Indeed, for these richer feed gas compositions, a significant extraction of heavy compounds from natural gas liquids is undergone, in order to achieve the extraction rate required for the lighter compounds. The extraction of these heavy compounds from natural gas liquids is not necessarily desired. This has two unsatisfactory consequences.
  • the high extraction rate of natural gas liquids for a rich input composition must be taken into account when dimensioning the equipment for recovering and fractionating natural gas liquids.
  • An object of the invention is therefore to obtain a process for treating a feed gas which allows the extraction of liquids from the natural gas contained in the feed gas at very variable contents and which promotes the extraction light compounds of natural gas compared to heavier compounds which may not be desired, while presenting low investment and operating costs.
  • the invention relates to a process of the aforementioned type, characterized by the following steps:
  • the method according to the invention may include one or more of the following characteristics, taken in isolation or in any technically possible combination:
  • the molar flow rate of the reintroduced recycling stream is greater than 10% of the molar flow rate of the feed gas flow before the reintroduction of the recycling stream, the molar flow rate of the reintroduced recycling stream being advantageously between 30% and 400% of the molar flow rate of the feed gas flow before reintroducing the recycle stream;
  • the content of C2 + hydrocarbons in the feed gas stream after reintroduction of the recycling stream is at least 20% lower than the C2 + hydrocarbon content of the feed gas stream before the reintroduction of the recycling stream;
  • the molar flow rate of the flow of natural gas liquids introduced into the fractionation unit is less than 20% of the molar flow rate of the feed gas flow, after reintroduction of the recycling stream;
  • - cooling and advantageously at least partial liquefaction of the feed gas flow involves introducing the feed gas flow into an upstream heat exchanger, cooling and advantageously at least partial liquefaction of the feed gas flow in the upstream heat exchanger, the recycling stream advantageously being reintroduced into the feed gas flow upstream of the upstream heat exchanger;
  • the cooling of the feed gas flow produces the at least partial liquefaction of the feed gas flow, the cooled and at least partially liquefied feed gas flow obtained from the feed gas flow, advantageously completed by the recycling stream, being introduced into a separator flask to produce a gas overhead flow and a liquid foot flow, at least a fraction from the gas head flow and at least a fraction from the liquid foot flow being introduced after expansion in the separation column, the separation column producing at the head, the flow of treated gas and at the bottom, the flow of liquids of natural gas;
  • - fractionation involves the separation of the flow of natural gas liquids in at least one distillation column into at least one light cut and one heavy cut, advantageously in a cut rich in hydrocarbons in C2, in a cut rich in hydrocarbons in C3, in a cut rich in hydrocarbons in C4 and in a cut rich in hydrocarbons C5 +;
  • the expansion member is a dynamic expansion turbine or a static expansion valve
  • the residual compressed treated gas flow after removal of the recycling stream is conveyed to a distribution network and / or to a liquefaction train.
  • the invention also relates to an installation for treating a feed gas comprising:
  • the extraction unit comprising:
  • a compression unit comprising at least one compressor for the flow of treated gas capable of forming a flow of compressed treated gas
  • the installation according to the invention may include one or more of the following characteristics, taken in isolation or in any technically possible combination:
  • the reintroduction assembly is suitable for introducing, without cooling, the recycling stream into the feed gas flow upstream of the extraction unit:
  • the cooling assembly comprises an upstream heat exchanger, to cool and advantageously at least partially liquefy the feed gas flow, the reintroduction assembly advantageously introducing the recycling stream into the feed gas flow upstream of the upstream heat exchanger and,
  • the cooling assembly is capable of producing a flow of feed gas at least partially liquefied from the flow of feed gas advantageously supplemented by the recycling stream, the separation assembly comprising:
  • a separator flask receiving the flow of cooled and at least partially liquefied feed gas obtained from the feed gas flow supplemented by the recycle current to produce a gaseous overhead stream and a liquid bottom stream
  • It includes equipment for conveying the flow of residual compressed treated gas after removal of the recycling stream to a distribution network and / or to a liquefaction train.
  • FIG. 1 is a schematic view of an installation for the implementation of a first method according to the invention, when used with a feed gas stream rich in liquids of natural gas;
  • FIG. 2 is a view similar to Figure 1 of the installation when used with a feed gas flow poor in natural gas liquids;
  • Figure 3 is an example of a recovery unit for natural gas liquids that can be provided in the installation of Figure 1.
  • FIG. 1 A first installation 10 for treating a feed gas, intended for the implementation of a first method according to the invention, is illustrated in FIG. 1.
  • the installation 10 comprises an assembly 12 for supplying and conveying a feed gas flow 14, and a unit 16 for extracting liquids from natural gas, suitable for producing, from the feed gas flow 14, a stream 18 of treated gas, and a stream 20 of natural gas liquids.
  • the installation 10 also includes a compression unit 22, capable of forming a stream 24 of treated gas compressed from the treated gas stream 18, and a fractionation unit 26 suitable of forming hydrocarbon fractions 28, 30, 32, 33 from the natural gas liquid flow 20.
  • the installation 10 further comprises a set 34 for withdrawing, in the stream of compressed treated gas 24, a recycle stream 36, and a set 38 for reintroducing the recycle stream 36 in the stream d supply 14, upstream of the natural gas liquid extraction unit 16.
  • the supply and conveyor assembly 12 comprises at least one source of feed gas 14, and at least one line for conveying the feed gas 14 to the extraction unit 16.
  • extraction unit 16 is a unit of the “Gas Subcooled Process” or “GSP” type, as illustrated in FIG. 3.
  • the upstream heat exchanger 40 intended to cool and advantageously at least partially liquefy the feed gas flow 14 having received the recycling stream 36, a separator flask 42 capable of producing a gaseous head flow 44 and a liquid foot flow 46.
  • the extraction unit 16 further comprises a separation column 48, provided with a bottom reboiler and a head heat exchanger 51, an expansion member here formed by a dynamic expansion turbine 50 suitable for expanding at the at least part of the gas head flow 44, before its introduction into the separation column 48, advantageously a first static expansion valve 51 A suitable for relaxing at least another part of the gas head flow 44 and a static expansion valve 52 , to relax at least part of the flow of liquid base 46, before its introduction into the separation column 48.
  • the compression unit 22 comprises a compressor 53 coupled to the dynamic expansion turbine 50 and at least one compressor 54, advantageously associated with a cooler 56. It advantageously comprises, between the compressor 53 and the compressor 54, a liquid separator 58 .
  • the fractionation unit 26 comprises at least one distillation column 60, advantageously provided with a reflux.
  • the sampling assembly 34 comprises, for example, a tapping made in the pipe conveying the flow of compressed treated gas 24 downstream of the cooler 56 and a recirculation pipe for the recycling stream 36, provided with a flow control valve 62.
  • the reintroduction assembly 38 advantageously includes a tapping made in the pipe conveying the feed gas flow 14.
  • the feed gas contains hydrocarbons and is for example formed of natural gas.
  • the feed gas When the feed gas is rich in natural gas liquids, it advantageously comprises between 3 mol% and 10 mol% of C2 hydrocarbons, between 1 mol% and 8 mol% of C3 hydrocarbons, and between 0.1 % molar and 8% molar of C4 + hydrocarbons.
  • the composition of C2 + is significantly reduced, advantageously between 10% and 80% for each of the hydrocarbon compounds in C2, C3 and C4 + relative to the molar content of the rich composition indicated above.
  • Cn hydrocarbons hydrocarbon compounds consisting of carbon and hydrogen and having a number of carbon atoms equal to n.
  • C2 hydrocarbons includes ethane, ethylene and acetylene.
  • Cn + hydrocarbons hydrocarbon compounds consisting of carbon and hydrogen and having a number of carbon atoms greater than or equal to n.
  • the pressure of the feed gas flow 14 is generally greater than 40 bars and is in particular between 50 bars and 75 bars.
  • the feed gas stream 14 is advantageously purified to remove impurities, in particular sulfur compounds such as mercaptans and is dried to remove water.
  • the molar CO 2 content is lowered so as to avoid crystallization of carbon dioxide, this content generally being less than 1% mol.
  • the mass content of sulfur compounds is also preferably lowered below 10 ppm for hydrogen sulfide and generally below 30 ppm for sulfur compounds of mercaptan type.
  • the molar water content is lowered to avoid the formation of hydrate or ice, generally less than 10 ppm.
  • the feed gas stream 14 is then completed by the recirculation current 36, as will be described below, to form a completed feed gas stream 64.
  • the stream 64 is then conveyed to the unit d extraction 16 of natural gas liquids.
  • this unit it is cooled and advantageously at least partially liquefied, expanded and separated to produce a flow of treated gas 18 and a flow of liquids of natural gas 20.
  • the flow of natural gas liquids 20 is introduced into the fractionation unit 26 to be separated into several hydrocarbon fractions 28, 30, 32, 33.
  • in the fractionation unit 26 produces at least one cut 28 of C2 hydrocarbons, containing more than 90 mol% of C2 hydrocarbons, one cut 30 of C3 hydrocarbons, containing more than 90 mol% of C3 hydrocarbons, a cut 32 of C4 hydrocarbons containing more than 90 mol% of C4 hydrocarbons and a cut 33 of C5 + hydrocarbons.
  • the treated gas flow 18 generally comprises less than 30 mol% of the C2 + hydrocarbons contained in the completed feed gas flow 64. It has a molar content of C2 + hydrocarbons generally less than 5%.
  • the treated gas flow 18 is then introduced into the compression unit 22 to produce a compressed gas flow 24.
  • the pressure of the compressed gas flow 24 is greater than the pressure of the feed gas flow 14. It is in particular between 50 bars and 100 bars
  • a recycling stream 36 is taken from the compressed gas stream 24 downstream of the compression unit 22.
  • the recycling stream 36 here has substantially the same composition as the flow of treated gas 18 and that of the compressed gas 24.
  • the recycling stream 36 thus has a C2 + hydrocarbon content of less than 5 mol%.
  • the recycling stream 36 is taken without expansion in the compressed gas flow 24.
  • the recycle stream 36 is then passed through the flow control valve 62 to adjust its flow. It is then reintroduced into the feed gas flow 14, upstream of the extraction unit 16. The flow rate of the recycling stream 36 reintroduced into the feed gas stream is adjusted as a function of the liquid content of the natural gas in the feed gas stream 14 via the control valve 62.
  • the molar flow rate of the recycling stream 36 is less than 90% of the molar flow rate of the compressed treated gas stream 24, before the recycling stream 36 is drawn off and is in particular between 25% and 80% of the molar flow rate of the treated gas stream tablet 24, before recycling stream 36 is drawn.
  • the flow rate of the recycling stream 36 reintroduced into the feed gas flow 14 is greater than 10 mol% of the flow rate of the feed gas flow 14 before the reintroduction of the recycling stream 36, and is in particular between 30 molar% and 400 molar% of the flow rate of the feed gas flow 14 before the reintroduction of the recycling stream 36.
  • the recycling stream 36 is reintroduced into the feed gas stream 14, without cooling between its sampling point in the compressed gas stream 24 and its reintroduction point in the feed gas stream 14.
  • the C2 + hydrocarbon content of the feed gas stream 64 after the reintroduction of the recycle stream 36 is at least 25% lower than the C2 + hydrocarbon content of the feed gas stream 14 before the reintroduction of the stream recycling 36.
  • the feed gas stream 64 supplemented by the recycling stream 36 is then introduced into the extraction unit 16, as described above.
  • the recycling stream 36 is reintroduced into the feed gas stream 14, upstream from the upstream heat exchanger 40, to constitute the completed feed gas stream 64.
  • the completed feed gas stream 64 is introduced into the upstream heat exchanger 40 to be cooled there and advantageously at least partially liquefied to form a cooled feed gas stream 66.
  • the temperature of the stream 66 is less than -10 ° C and is in particular between -20 ° C and -50 ° C.
  • the molar liquid content in stream 66 is generally between 0% and 10%.
  • the flow 66 is then introduced into the separator flask 42 to be separated therein into the gas head flow 44 and the liquid foot flow 46.
  • a first fraction 67A of the head flow 44 is introduced into the dynamic expansion turbine 50 in order to be dynamically expanded therein and to form a first fraction of the expanded head flow 68A.
  • the pressure of the first fraction 68A is for example less than 50 bars and is in particular between 20 bars and 40 bars.
  • the first expanded fraction 68A is then introduced into the separation column 48, here at a first intermediate level N1.
  • a second fraction 67B of the head flow 44 is successively introduced into the head heat exchanger 51 to be cooled there, then into the static expansion valve 51 A to be expanded therein and form a second fraction of expanded head flow 68B.
  • the pressure of the second fraction 68B is for example less than 50 bars and is in particular between 20 bars and 40 bars.
  • the second expanded fraction 68B is then introduced into the separation column 48, here at a head level NT located above the first intermediate level N1.
  • the liquid foot flow 46 is expanded in the static expansion valve 52 to form a relaxed foot flow 70.
  • the pressure of the relaxed foot flow 70 is for example less than 50 bars and is in particular between 20 bars and 40 bars.
  • the relaxed bottom stream 70 is introduced into the separation column 48 at a second intermediate level N2 located below the first intermediate level N1 and above the bottom reboiler.
  • the separation column 48 produces at the bottom, the flow of liquids of natural gas 20 intended to supply the fractionation unit 26.
  • the separation column 48 also produces, at the head, a flow 72 of the column head.
  • the head flow 72 is successively introduced into the head heat exchanger 51, then into the downstream heat exchanger 40 to be heated there and form the treated gas flow 18.
  • the temperature of the treated gas flow 18 is for example greater than 10 ° C at the outlet of the upstream heat exchanger 40.
  • the stream of treated gas 18 is then compressed in the compressor 53. It is then passed through the separator 58 to remove the liquids which it possibly contains, then is compressed in the compressor 54, before being cooled in the air cooler 56, to form the compressed gas flow 24.
  • the relaxed bottom stream 70 is introduced into at least one distillation column 60, preferably in a group of successive columns, to produce each of the sections 28, 30, 32, 33.
  • the recycling current 36 is taken from the compressed gas flow 24, downstream of the compressor 54 and the cooler 56.
  • the residual compressed gas flow 24A is then conveyed to a distribution network or / and to a liquefaction train.
  • control valve 62 is closed and the flow rate of the recycling stream 36 is zero.
  • the following tables illustrate examples of implementation of the method according to the invention for a supply gas lean in liquids of natural gas and for a supply gas rich in liquids of natural gas.
  • the table illustrates, by way of comparison, a process of the state of the art implemented with a supply gas rich in liquids of natural gas.
  • Recycling keeps the composition of the completed feed gas stream 64 introduced into the extraction unit 16 substantially constant, guaranteeing correct thermal integration, while limiting the quantity of natural gas liquids and heavy components entering the 'unit. Recycling in particular increases the C2 / C3 + ratio in the completed supply gas flow 64, to extract the required quantity of C2 cut, while minimizing the extraction of the C3 + cut (potentially undesirable products), thus minimizing the size of the extraction unit 16.
  • the method according to the invention is operable for a wide range of feed gas compositions, without significantly increasing the costs involved.
  • the compressor 54 has several stages, the recycling current 36 being taken from an intermediate stage of the compressor 54 and not downstream of the compressor 54.
  • the recycling stream 36 is reintroduced into the stream of cooled feed gas 66, within the extraction unit 16, downstream of the heat exchanger 40 and upstream of the separator flask 42.
  • the recycling stream 36 is reintroduced into a stream obtained from the stream of cooled feed gas, downstream of the separator flask 42, and upstream of the separation column 48.
  • the recycling stream is for example reintroduced into the gaseous head flow 44, upstream of the dynamic expansion turbine 50, preferably upstream of the separation between the first fraction 67A of the head flow 44 and the second fraction 67B of the head flow 44.
  • the recycling stream 36 is reintroduced into the stream of cooled feed gas 66 or into a stream obtained from the stream of cooled feed gas 66 without cooling between its sampling point in the stream of compressed gas 24 and its reintroduction point.
  • the dynamic expansion turbine 50 is replaced by a static expansion valve.

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Abstract

Ce procédé comporte un refroidissement et une liquéfaction d'un flux de gaz d'alimentation (64), la séparation d'un flux obtenu à partir du flux de gaz d'alimentation et la récupération d'un flux de gaz traité (18) et d'un flux de liquides du gaz naturel (20). Le procédé comporte la compression du flux de gaz traité (18) pour former un flux de gaz traité comprimé, et le fractionnement du flux de liquides du gaz naturel (20) en une pluralité de coupes d'hydrocarbures (28, 30, 32, 33); Le procédé comporte le prélèvement, dans le flux de gaz traité comprimé (24), d'un courant de recyclage (36) et la réintroduction sans refroidissement du courant de recyclage (36) dans le flux de gaz d'alimentation (14), dans le flux de gaz d'alimentation refroidi, ou dans un flux obtenu à partir du flux de gaz d'alimentation refroidi, en amont d'un organe de détente (50).

Description

Procédé de traitement d’un flux de gaz d’alimentation et installation associée
La présente invention concerne un procédé de traitement d’un flux de gaz naturel comportant les étapes suivantes :
- fourniture d’un flux de gaz d’alimentation et convoyage du flux de gaz d’alimentation dans une unité d’extraction des liquides du gaz naturel ;
- dans l’unité d’extraction, refroidissement et avantageusement liquéfaction au moins partielle du flux de gaz d’alimentation, détente, dans un organe de détente, et séparation, dans une colonne de séparation, d’au moins un flux obtenu à partir du flux de gaz d’alimentation refroidi et récupération après séparation, d’un flux de gaz traité et d’un flux de liquides du gaz naturel ;
- compression du flux de gaz traité dans au moins un compresseur d’une unité de compression pour former un flux de gaz traité comprimé ; et,
- fractionnement, dans une unité de fractionnement, du flux de liquides du gaz naturel en une pluralité de coupes d’hydrocarbures.
Un tel procédé est destiné à l’extraction des liquides du gaz naturel dans un flux de gaz d’alimentation, puis au fractionnement sélectif au sein des liquides du gaz naturel de composants liquides légers, par exemple l’éthane, le propane, par rapport à des composants liquides plus lourds, en particulier le butane, le pentane ou des hydrocarbures plus lourds.
Ce procédé est destiné à permettre à des unités dimensionnées pour une extraction d’un gaz d’alimentation pauvre en liquides du gaz naturel, de traiter simplement des compositions de gaz d’alimentation plus riches en liquides du gaz naturel en minimisant le surdimensionnement des unités de récupération et de fractionnement des liquides de gaz naturel et la consommation énergétique associée.
D’une manière générale, les unités de récupération de liquides de gaz naturel sont conçues et dimensionnées pour produire une quantité déterminée de ces liquides, en particulier des composants liquides légers contenus dans les liquides du gaz naturel, notamment l’éthane et le propane.
La quantité déterminée est définie pour répondre aux besoins de l’installation, par exemple en termes de réfrigérants nécessaires pour un train de liquéfaction ou est définie par l’alimentation d’un complexe produisant des oléfines en aval.
Lors de la conception, il est tenu compte dans une certaine mesure de la variabilité de composition du gaz naturel d’alimentation. Généralement, l’unité est conçue et dimensionnée en se basant sur le gaz le plus pauvre pouvant y être traité, en tenant compte d’un taux d’extraction élevé des liquides du gaz naturel. Ceci ne donne pas entière satisfaction, notamment pour accepter des compositions de gaz d’alimentation plus riches en liquides du gaz naturel. En effet, pour ces compositions de gaz d’alimentation plus riches, une extraction importante de composés lourds de liquides du gaz naturel est subie, afin d’atteindre le taux d’extraction requis pour les composés les plus légers. L’extraction de ces composés lourds de liquides du gaz naturel n’est pas forcément souhaitée. Cela implique deux conséquences non satisfaisantes.
D’une part, le taux d’extraction important de liquides de gaz naturel pour une composition d’entrée riche doit être pris en compte pour dimensionner les équipements de récupération et de fractionnement des liquides du gaz naturel.
Ceci n’est pas satisfaisant, car la taille de l’unité de fractionnement comme celle de la boîte froide augmente notablement, ce qui augmente les coûts d’investissement et les coûts d’opération, notamment lorsque le gaz naturel de départ est pauvre en liquides du gaz naturel.
D’autre part, lorsque certains de ces liquides de gaz naturel ne sont pas désirés, il est nécessaire de prévoir une unité de réinjection des liquides du gaz naturel, comme décrit dans US9423175. La réinjection engendre des coûts d’investissement et des coûts d’exploitation supplémentaires.
Un but de l’invention est donc d’obtenir un procédé de traitement d’un gaz d’alimentation qui permette l’extraction des liquides du gaz naturel contenus dans le gaz d’alimentation à des teneurs très variables et qui favorise l’extraction des composés légers du gaz naturel par rapport aux composés plus lourds qui peuvent ne pas être désirés, tout en présentant des coûts d’investissement et d’exploitation faibles.
A cet effet, l’invention a pour objet un procédé du type précité, caractérisé par les étapes suivantes :
- prélèvement, dans le flux de gaz traité comprimé, d’un courant de recyclage ; et,
- réintroduction sans refroidissement du courant de recyclage dans le flux de gaz d’alimentation en amont de l’unité d’extraction, dans le flux de gaz d’alimentation refroidi, ou dans un flux obtenu à partir du flux de gaz d’alimentation refroidi, en amont de l’organe de détente.
Le procédé selon l’invention peut comprendre une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, prises isolément ou suivant toutes combinaisons techniquement possibles :
- réglage du débit du courant de recyclage réintroduit en fonction de la teneur en liquides du gaz naturel dans le flux de gaz d’alimentation ; - le débit molaire du courant de recyclage réintroduit est supérieur à 10% du débit molaire du flux de gaz d’alimentation avant la réintroduction du courant de recyclage, le débit molaire du courant de recyclage réintroduit étant avantageusement compris entre 30% et 400% du débit molaire du flux de gaz d’alimentation avant la réintroduction du courant de recyclage ;
- la teneur en hydrocarbures en C2+ du flux de gaz d’alimentation après réintroduction du courant de recyclage est inférieure d’au moins 20% à la teneur en hydrocarbures en C2+ du flux de gaz d’alimentation avant la réintroduction du courant de recyclage ;
- le débit molaire du flux de liquides du gaz naturel introduit dans l’unité de fractionnement est inférieur à 20% du débit molaire du flux de gaz d’alimentation, après réintroduction du courant de recyclage ;
- le courant de recyclage est introduit sans refroidissement dans le flux de gaz d’alimentation en amont de l’unité d’extraction ;
- le refroidissement et avantageusement la liquéfaction au moins partielle du flux de gaz d’alimentation comporte l’introduction du flux de gaz d’alimentation dans un échangeur thermique amont, le refroidissement et avantageusement la liquéfaction au moins partielle du flux de gaz d’alimentation dans l’échangeur thermique amont, le courant de recyclage étant avantageusement réintroduit dans le flux de gaz d’alimentation en amont de l’échangeur thermique amont ;
- le passage du flux de gaz traité dans l’échangeur thermique amont, avant compression dans le compresseur ;
- le refroidissement du flux de gaz d’alimentation produit la liquéfaction au moins partielle du flux de gaz d’alimentation, le flux de gaz d’alimentation refroidi et au moins partiellement liquéfié obtenu à partir du flux de gaz d’alimentation, avantageusement complété par le courant de recyclage, étant introduit dans un ballon séparateur pour produire un flux de tête gazeux et un flux de pied liquide, au moins une fraction issue du flux de tête gazeux et au moins une fraction issue du flux de pied liquide étant introduites après détente dans la colonne de séparation, la colonne de séparation produisant en tête, le flux de gaz traité et en pied, le flux de liquides du gaz naturel ;
- il comporte la détente d’au moins une fraction du flux de tête gazeux dans l’organe de détente, l’organe de détente étant une turbine de détente dynamique pour former une fraction détendue dynamiquement, puis l’introduction de la fraction détendue dynamiquement dans la colonne de séparation ;
- le fractionnement comporte la séparation du flux de liquides de gaz naturel dans au moins une colonne de distillation en au moins une coupe légère et une coupe lourde, avantageusement en une coupe riche en hydrocarbures en C2, en une coupe riche en hydrocarbures en C3, en une coupe riche en hydrocarbures en C4 et en une coupe riche en hydrocarbures C5+ ;
- le courant de recyclage est réintroduit dans le flux de gaz d’alimentation avant séparation du flux de gaz d’alimentation ;
- le courant de recyclage est réintroduit dans le flux de gaz d’alimentation en amont de l’unité d’extraction et en aval d’une étape de purification et de séchage ;
- le courant de recyclage est réintroduit sous forme exclusivement gazeuse dans le flux de gaz d’alimentation ;
- l’organe de détente est une turbine de détente dynamique ou une vanne de détente statique ;
- le flux de gaz traité comprimé résiduel après prélèvement du courant de recyclage est convoyé vers un réseau de distribution ou/et vers un train de liquéfaction.
L’invention a également pour objet une installation de traitement d’un gaz d’alimentation comportant :
- une unité d’extraction de liquides du gaz naturel,
- un ensemble de fourniture d’un flux de gaz d’alimentation et de convoyage du flux de gaz d’alimentation dans l’unité d’extraction des liquides du gaz naturel ;
l’unité d’extraction comprenant :
* un ensemble de refroidissement et avantageusement de liquéfaction au moins partielle du flux de gaz d’alimentation propre à produire un flux d’alimentation refroidi ;
* un organe de détente et un ensemble de séparation d’au moins un flux obtenu à partir du flux de gaz d’alimentation refroidi, comportant une colonne de séparation, l’ensemble de séparation étant propre à produire un flux de gaz traité et un flux de liquides du gaz naturel ;
- une unité de compression comprenant au moins un compresseur du flux de gaz traité propre à former un flux de gaz traité comprimé ;
- une unité de fractionnement du flux de liquides du gaz naturel en une pluralité de coupes d’hydrocarbures;
caractérisé par :
- un ensemble de prélèvement, dans le flux de gaz traité comprimé, d’un courant de recyclage;
- un ensemble de réintroduction sans refroidissement du courant de recyclage dans le flux de gaz d’alimentation en amont de l’unité d’extraction, dans le flux de gaz d’alimentation refroidi ou dans un flux obtenu à partir du flux de gaz d’alimentation refroidi, en amont de l’organe de détente. L’installation selon l’invention peut comprendre une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, prises isolément ou suivant toutes combinaisons techniquement possibles :
- l’ensemble de réintroduction est propre à introduire sans refroidissement le courant de recyclage dans le flux de gaz d’alimentation en amont de l’unité d’extraction :
- l’ensemble de refroidissement comporte un échangeur thermique amont, pour refroidir et avantageusement liquéfier au moins partiellement le flux de gaz d’alimentation, l’ensemble de réintroduction introduisant avantageusement le courant de recyclage dans le flux de gaz d’alimentation en amont de l’échangeur thermique amont et,
- l’ensemble de refroidissement est propre à produire un flux de gaz d’alimentation au moins partiellement liquéfié à partir du flux de gaz d’alimentation avantageusement complété par le courant de recyclage, l’ensemble de séparation comportant :
- un ballon séparateur recevant le flux de gaz d’alimentation refroidi et au moins partiellement liquéfié obtenu à partir du flux de gaz d’alimentation complété par le courant de recyclage pour produire un flux de tête gazeux et un flux de pied liquide,
- un ensemble de détente du flux de tête gazeux et du flux de pied liquide comprenant l’organe de détente;
- la colonne de séparation raccordée à l’ensemble de détente produisant en tête, le flux de gaz traité et en pied, le flux de liquides du gaz naturel ;
- elle comporte des équipements de convoyage du flux de gaz traité comprimé résiduel après prélèvement du courant de recyclage vers un réseau de distribution ou/et vers un train de liquéfaction.
L’invention sera mieux comprise à la lecture de la description qui va suivre, donnée uniquement à titre d’exemple, et faite en référence aux dessins annexés, sur lesquels :
- la figure 1 est une vue schématique d’une installation destinée à la mise en oeuvre d’un premier procédé selon l’invention, lors de l’utilisation avec un flux de gaz d’alimentation riche en liquides du gaz naturel ;
- la figure 2 est une vue analogue à la figure 1 de l’installation lors de l’utilisation avec un flux de gaz d’alimentation pauvre en liquides du gaz naturel ;
- la figure 3 est un exemple d’unité de récupération des liquides du gaz naturel pouvant être prévue dans l’installation de la figure 1 .
Dans tout ce qui suit, une même référence désigne un courant circulant dans une conduite et la conduite qui transporte ce courant. Par ailleurs, sauf indication contraire, les pourcentages sont des pourcentages molaires et les pressions s'entendent en bars relatifs. Une première installation 10 de traitement d’un gaz d’alimentation, destinée à la mise en oeuvre d’un premier procédé selon l’invention, est illustrée sur la figure 1 .
L’installation 10 comporte un ensemble 12 de fourniture et de convoyage d’un flux de gaz d’alimentation 14, et une unité 16 d’extraction des liquides du gaz naturel, propre à produire, à partir du flux de gaz d’alimentation 14, un flux 18 de gaz traité, et un flux 20 de liquides du gaz naturel.
L’installation 10 comporte en outre une unité de compression 22, propre à former un flux 24 de gaz traité comprimé à partir du flux de gaz traité 18, et une unité de fractionnement 26 propre à former des coupes d’hydrocarbures 28, 30, 32, 33 à partir du flux de liquides du gaz naturel 20.
Selon l’invention, l’installation 10 comporte en outre un ensemble 34 de prélèvement, dans le flux de gaz traité comprimé 24, d’un courant de recyclage 36, et un ensemble 38 de réintroduction du courant de recyclage 36 dans le flux d’alimentation 14, en amont de l’unité d’extraction des liquides du gaz naturel 16.
L’ensemble 12 de fourniture et de convoyage comporte au moins une source de gaz d’alimentation 14, et au moins une conduite de convoyage du gaz d’alimentation 14 vers l’unité d’extraction 16.
Un exemple non limitatif d’unité d’extraction 16 est une unité de type « Gas Subcooled Process » ou « GSP », tel qu’illustrée sur la figure 3.
Elle comporte dans ce cas un échangeur thermique amont 40 destiné à refroidir et avantageusement à liquéfier au moins partiellement le flux de gaz d’alimentation 14 ayant reçu le courant de recyclage 36, un ballon séparateur 42 propre à produire un flux de tête gazeux 44 et un flux de pied 46 liquide.
L’unité d’extraction 16 comporte en outre une colonne de séparation 48, munie d’un rebouilleur de fond et d’un échangeur thermique de tête 51 , un organe de détente ici formé par une turbine de détente dynamique 50 propre à détendre au moins une partie du flux de tête gazeux 44, avant son introduction dans la colonne de séparation 48, avantageusement une première vanne de détente statique 51 A propre à détendre au moins une autre partie du flux de tête gazeux 44 et une vanne de détente statique 52, pour détendre au moins une partie du flux de pied liquide 46, avant son introduction dans la colonne de séparation 48.
L’unité de compression 22 comporte un compresseur 53 accouplé à la turbine de détente dynamique 50 et au moins un compresseur 54, avantageusement associé à un refroidisseur 56. Elle comporte avantageusement, entre le compresseur 53 et le compresseur 54, un séparateur de liquide 58. L’unité de fractionnement 26 comporte au moins une colonne de distillation 60, avantageusement munie d’un reflux.
L’ensemble de prélèvement 34 comporte par exemple un piquage réalisé dans la conduite convoyant le flux de gaz traité comprimé 24 en aval du refroidisseur 56 et une conduite de recirculation du courant de recyclage 36, munie d’une vanne de régulation de débit 62.
L’ensemble de réintroduction 38 comporte avantageusement un piquage réalisé dans la conduite convoyant le flux de gaz d’alimentation 14.
La mise en œuvre d’un procédé selon l’invention dans l’installation 10 va maintenant être décrite.
Initialement, un flux de gaz d’alimentation 14 est fourni. Le gaz d’alimentation contient des hydrocarbures et est par exemple formé de gaz naturel.
Il comporte avantageusement entre 75 % molaire et 99 % molaire de méthane.
Lorsque le gaz d’alimentation est riche en liquides du gaz naturel, il comporte avantageusement entre 3 % molaire et 10 % molaire d’hydrocarbures en C2, entre 1% molaire et 8 % molaire d’hydrocarbures en C3, et entre 0,1 % molaire et 8 % molaire d’hydrocarbures en C4+.Au contraire, lorsque le gaz d’alimentation est pauvre en liquides du gaz naturel, la composition en C2+ est significativement réduite, avantageusement entre 10 % et 80 % pour chacun des composés hydrocarbures en C2, C3 et C4+ par rapport à la teneur molaire de la composition riche indiquée ci-dessus.
Par « hydrocarbures en Cn », on entend des composés hydrocarbures constitués de carbone et d’hydrogène et comportant un nombre d’atomes de carbone égal à n. Par exemple, le terme « hydrocarbures en C2 » comprend l’éthane, l’éthylène et l’acétylène.
Par « hydrocarbures en Cn+ », on entend des composés hydrocarbures constitués de carbone et d’hydrogène et comportant un nombre d’atomes de carbone supérieur ou égal à n.
La pression du flux de gaz d’alimentation 14 est généralement supérieure à 40 bars et est notamment comprise entre 50 bars et 75 bars.
Le flux de gaz d’alimentation 14 est avantageusement purifié pour éliminer les impuretés, notamment les composés soufrés tels que les mercaptans et est séché pour éliminer l’eau. La teneur molaire en C02 est abaissée de façon à éviter la cristallisation du dioxyde de carbone, cette teneur étant généralement inférieure à 1 % mol. La teneur massique en composés soufrés est également abaissée de préférence en dessous de 10 ppm pour le sulfure d’hydrogène et généralement en dessous de 30 ppm pour les composés soufrés de type mercaptan. Enfin, la teneur molaire en eau est abaissée pour éviter la formation d’hydrate ou de glace, généralement inférieure à 10 ppm. Le flux de gaz d’alimentation 14 est alors complété par le courant de recirculation 36, comme on le décrira plus bas, pour former un flux de gaz d’alimentation complété 64. Le flux 64 est alors convoyé jusqu’à l’unité d’extraction 16 des liquides du gaz naturel.
Dans cette unité, il est refroidi et avantageusement au moins partiellement liquéfié, détendu et séparé pour produire un flux de gaz traité 18 et un flux de liquides du gaz naturel 20.
Le flux de liquides du gaz naturel 20 est introduit dans l’unité de fractionnement 26 pour être séparé en plusieurs coupes d’hydrocarbures 28, 30, 32, 33.
Dans l’exemple représenté sur la figure 2, dans l’unité de fractionnement 26 produit au moins une coupe 28 d’hydrocarbures en C2, contenant plus de 90 % molaire d’hydrocarbures en C2, une coupe 30 d’hydrocarbures en C3, contenant plus de 90% molaire d’hydrocarbures en C3, une coupe 32 d’hydrocarbures en C4 contenant plus de 90% molaire d’hydrocarbures en C4 et une coupe 33 d’hydrocarbures en C5+.
Le flux de gaz traité 18 comporte généralement moins de 30 % molaire des hydrocarbures en C2+ contenus dans le flux de gaz d’alimentation complété 64. Il présente une teneur molaire en hydrocarbures en C2+ généralement inférieure à 5 %.
Il comporte généralement plus de 90 % molaire du méthane contenu dans le flux de gaz d’alimentation complété 64.
Le flux de gaz traité 18 est alors introduit dans l’unité de compression 22 pour produire un flux de gaz comprimé 24.
La pression du flux de gaz comprimé 24 est supérieure à la pression du flux de gaz d’alimentation 14. Elle est notamment comprise entre 50 bars et 100 bars
Selon l’invention, lorsque le gaz d’alimentation est riche en liquides du gaz naturel, un courant de recyclage 36 est prélevé dans le flux de gaz comprimé 24 en aval de l’unité de compression 22.
Le courant de recyclage 36 présente ici sensiblement la même composition que le flux de gaz traité 18 et que le flux de gaz comprimé 24.
Le courant de recyclage 36 présente ainsi une teneur en hydrocarbures en C2+ inférieure à 5 % molaire.
Le courant de recyclage 36 est prélevé sans détente dans le flux de gaz comprimé 24.
Le courant de recyclage 36 est ensuite passé à travers la vanne de régulation de débit 62 pour ajuster son débit. Il est ensuite réintroduit dans le flux de gaz d’alimentation 14, en amont de l’unité d’extraction 16. Le débit du courant de recyclage 36 réintroduit dans le flux de gaz d’alimentation est réglé en fonction de la teneur en liquides du gaz naturel dans le flux de gaz d’alimentation 14 par l’intermédiaire de la vanne de régulation 62.
Le débit molaire du courant de recyclage 36 est inférieur à 90 % du débit molaire du flux de gaz traité comprimé 24, avant le prélèvement du courant de recyclage 36 et est notamment compris entre 25 % et 80 % du débit molaire du flux de gaz traité comprimé 24, avant le prélèvement du courant de recyclage 36.
Avantageusement, le débit du courant de recyclage 36 réintroduit dans le flux de gaz d’alimentation 14 est supérieur à 10 % molaire du débit du flux de gaz d’alimentation 14 avant la réintroduction du courant de recyclage 36, et est notamment compris entre 30% molaire et 400 % molaire du débit du flux de gaz d’alimentation 14 avant la réintroduction du courant de recyclage 36.
Le courant de recyclage 36 est réintroduit dans le flux de gaz d’alimentation 14, sans refroidissement entre son point de prélèvement dans le flux de gaz comprimé 24 et son point de réintroduction dans le flux de gaz d’alimentation 14.
La teneur en hydrocarbures en C2+ du flux de gaz d’alimentation 64 après la réintroduction du courant de recyclage 36 est inférieure d’au moins 25 % à la teneur en hydrocarbures en C2+ du flux de gaz d’alimentation 14 avant la réintroduction du courant de recyclage 36.
Le flux de gaz d’alimentation 64 complété par le courant de recyclage 36 est alors introduit dans l’unité d’extraction 16, comme décrit précédemment.
Dans l’exemple particulier représenté sur la figure 3, le courant de recyclage 36 est réintroduit dans le flux de gaz d’alimentation 14, en amont de l’échangeur thermique amont 40, pour constituer le flux de gaz alimentation 64 complété.
Le flux de gaz alimentation complété 64 est introduit dans l’échangeur thermique amont 40 pour y être refroidi et avantageusement au moins partiellement liquéfié pour former un flux de gaz d’alimentation 66 refroidi.
Avantageusement, la température du flux 66 est inférieure à -10°C et est notamment comprise entre -20°C et -50 °C.
La teneur molaire en liquide dans le flux 66 est généralement comprise entre 0% et 10 %.
Le flux 66 est ensuite introduit dans le ballon séparateur 42 pour y être séparé en le flux de tête gazeux 44 et le flux de pied liquide 46.
Une première fraction 67A du flux de tête 44 est introduite dans la turbine de détente dynamique 50 pour y être détendue dynamiquement et former une première fraction de flux de tête détendue 68A. La pression de la première fraction 68A est par exemple inférieure à 50 bars et est notamment comprise entre 20 bars et 40 bars.
La première fraction détendue 68A est ensuite introduite dans la colonne de séparation 48, ici à un premier niveau intermédiaire N1.
Avantageusement, une deuxième fraction 67B du flux de tête 44 est introduite successivement dans l’échangeur thermique de tête 51 pour y être refroidie, puis dans la vanne de détente statique 51 A pour y être détendue et former une deuxième fraction de flux de tête détendu 68B.
La pression de la deuxième fraction 68B est par exemple inférieure à 50 bars et est notamment comprise entre 20 bars et 40 bars.
La deuxième fraction détendue 68B est ensuite introduite dans la colonne de séparation 48, ici à un niveau de tête NT situé au-dessus du premier niveau intermédiaire N1.
Le flux de pied liquide 46 est détendu dans la vanne de détente statique 52 pour former un flux de pied détendu 70.
La pression du flux de pied détendu 70 est par exemple inférieure à 50 bars et est notamment comprise entre 20 bars et 40 bars.
Le flux de pied détendu 70 est introduit dans la colonne de séparation 48 à un deuxième niveau intermédiaire N2 situé au-dessous du premier niveau intermédiaire N1 et au-dessus du rebouilleur de fond.
La colonne de séparation 48 produit en pied, le flux de liquides du gaz naturel 20 destiné à alimenter l’unité de fractionnement 26.
La colonne de séparation 48 produit par ailleurs en tête, un flux 72 de tête de colonne. Le flux de tête 72 est introduit successivement dans l’échangeur thermique de tête 51 , puis dans l’échangeur thermique aval 40 pour y être réchauffé et former le flux de gaz traité 18.
La température du flux de gaz traité 18 est par exemple supérieure à 10°C à la sortie de l’échangeur thermique amont 40.
Le flux de gaz traité 18 est ensuite comprimé dans le compresseur 53. Il est alors passé dans le séparateur 58 pour éliminer les liquides qu’il contient éventuellement, puis est comprimé dans le compresseur 54, avant d’être refroidi dans le refroidisseur à air 56, pour former le flux de gaz comprimé 24.
Dans l’unité de fractionnement 26, le flux de pied détendu 70 est introduit dans au moins une colonne de distillation 60, de préférence dans un groupe de colonnes successives, pour produire chacune des coupes 28, 30, 32, 33. Comme indiqué plus haut, le courant de recyclage 36 est prélevé dans le flux de gaz comprimé 24, en aval du compresseur 54 et du refroidisseur 56. Le flux de gaz comprimé résiduel 24A est ensuite convoyé vers un réseau de distribution ou/et vers un train de liquéfaction.
Dans l’exemple illustré sur la figure 2, pour un gaz d’alimentation pauvre en liquides du gaz naturel, la vanne de régulation 62 est fermée et le débit du courant de recyclage 36 est nul.
Les tableaux suivants illustrent des exemples de mise en oeuvre du procédé selon l’invention pour un gaz d’alimentation pauvre en liquides du gaz naturel et pour un gaz d’alimentation riche en liquides du gaz naturel. Le tableau illustre, à titre comparatif un procédé de l’état de la technique mis en oeuvre avec un gaz d’alimentation riche en liquides du gaz naturel.
Figure imgf000014_0001
Figure imgf000015_0001
Figure imgf000016_0001
Comme le montrent ces tableaux, le passage d’un gaz d’alimentation pauvre en liquides du gaz naturel à un gaz d’alimentation riche en liquides du gaz naturel dans le procédé de l’état de la technique conduit à augmenter très significativement le débit du flux de liquides du gaz naturel 20 extraits de l’unité d’extraction 16, nécessitant un dimensionnement particulièrement important de l’unité de fractionnement 26 pour accommoder le flux 20 et une réinjection éventuelle d’une partie de ce flux dans le gaz traité qui concernent les composés de liquide gaz naturel qui ne sont pas désirés.
Au contraire, l’utilisation d’un courant de recyclage 36 formé à partir du flux de gaz traité comprimé 24 obtenu à la sortie de l’unité de compression 22 appauvrit le flux de gaz d’alimentation 14 en hydrocarbures en C2+ et limite le poids moléculaire du flux de gaz d’alimentation complété 64. Ceci produit dans l’unité d’extraction 16 un flux de liquides du gaz naturel 20 de débit notablement réduit (33,4 t/h pour le procédé selon l’invention contre 76 t/h pour le procédé de l’état de la technique).
Le recyclage maintient sensiblement constante la composition du flux de gaz d'alimentation complété 64 introduit dans l’unité d’extraction 16, en garantissant une intégration thermique correcte, tout en limitant la quantité de liquides du gaz naturels et de composants lourds entrant dans l'unité. Le recyclage augmente notamment le ratio C2 / C3+ dans le flux de gaz d’alimentation complété 64, pour extraire la quantité requise de coupe C2, tout en minimisant l'extraction de la coupe C3+ (produits potentiellement indésirables), en minimisant ainsi la taille de l'unité d'extraction 16.
L'impact de la composition du gaz d’alimentation plus riche sur le dimensionnement des équipements est ainsi limité.
De cette manière, une capacité de production de liquides du gaz naturels similaire est obtenue avec une composition de gaz d’alimentation plus riche, sans engendrer (ou en minimisant) de coûts d’investissement ou de coûts d’opération supplémentaires.
Ainsi, le procédé selon l’invention est opérable pour une large gamme de compositions de gaz d’alimentation, sans pour autant augmenter significativement les coûts engendrés.
Dans une variante (représentée en pointillés sur les figures), le compresseur 54 comporte plusieurs étages, le courant de recyclage 36 étant prélevé à un étage intermédiaire du compresseur 54 et non en aval du compresseur 54.
Dans une variante (représentée en pointillés), le courant de recyclage 36 est réintroduit dans le flux de gaz d’alimentation refroidi 66, au sein de l’unité d’extraction 16, en aval de l’échangeur thermique 40 et en amont du ballon séparateur 42.
Alternativement, le courant de recyclage 36 est réintroduit dans un flux obtenu à partir du flux de gaz d’alimentation refroidi, en aval du ballon séparateur 42, et en amont de la colonne de séparation 48. Le courant de recyclage est par exemple réintroduit dans le flux de tête gazeux 44, en amont de la turbine de détente dynamique 50, de préférence en amont de la séparation entre la première fraction 67A du flux de tête 44 et la deuxième fraction 67B du flux de tête 44.
Dans tous les cas précités, le courant de recyclage 36 est réintroduit dans le flux de gaz d’alimentation refroidi 66 ou dans un flux obtenu à partir du flux de gaz d’alimentation refroidi 66 sans refroidissement entre son point de prélèvement dans le flux de gaz comprimé 24 et son point de réintroduction.
En variante, la turbine de détente dynamique 50 est remplacée par une vanne de détente statique.

Claims

REVENDICATIONS
1 Procédé de traitement d’un gaz d’alimentation comportant les étapes suivantes :
- fourniture d’un flux de gaz d’alimentation (14, 64) et convoyage du flux de gaz d’alimentation (14, 64) dans une unité d’extraction (16) des liquides du gaz naturel ;
- dans l’unité d’extraction (16), refroidissement et avantageusement liquéfaction au moins partielle du flux de gaz d’alimentation (64), détente, dans un organe de détente (50), et séparation, dans une colonne de séparation (48), d’au moins un flux obtenu à partir du flux de gaz d’alimentation refroidi et récupération après séparation, d’un flux de gaz traité (18) et d’un flux de liquides du gaz naturel (20) ;
- compression du flux de gaz traité (18) dans au moins un compresseur (54) d’une unité de compression (22) pour former un flux de gaz traité comprimé ;
- fractionnement, dans une unité de fractionnement (26), du flux de liquides du gaz naturel (20) en une pluralité de coupes d’hydrocarbures (28, 30, 32, 33) ;
caractérisé par les étapes suivantes :
- prélèvement, dans le flux de gaz traité comprimé (24), d’un courant de recyclage
(36) ;
- réintroduction sans refroidissement du courant de recyclage (36) dans le flux de gaz d’alimentation (14) en amont de l’unité d’extraction, dans le flux de gaz d’alimentation refroidi, ou dans un flux obtenu à partir du flux de gaz d’alimentation refroidi, en amont de l’organe de détente (50).
2.- Procédé selon la revendication 1 , comprenant le réglage du débit du courant de recyclage (36) réintroduit en fonction de la teneur en liquides du gaz naturel dans le flux de gaz d’alimentation (14).
3.- Procédé selon la revendication 1 ou 2, dans lequel le débit molaire du courant de recyclage (36) réintroduit est supérieur à 10% du débit molaire du flux de gaz d’alimentation (14) avant la réintroduction du courant de recyclage (36), le débit molaire du courant de recyclage (36) réintroduit étant avantageusement compris entre 30% et 400% du débit molaire du flux de gaz d’alimentation (14) avant la réintroduction du courant de recyclage (36).
4.- Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel la teneur en hydrocarbures en C2+ du flux de gaz d’alimentation (64) après réintroduction du courant de recyclage (36) est inférieure d’au moins 20% à la teneur en hydrocarbures en C2+ du flux de gaz d’alimentation (14) avant la réintroduction du courant de recyclage (36).
5.- Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le débit molaire du flux de liquides du gaz naturel (20) introduit dans l’unité de fractionnement (26) est inférieur à 20% du débit molaire du flux de gaz d’alimentation (64), après réintroduction du courant de recyclage (36).
6.- Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le courant de recyclage (36) est introduit sans refroidissement dans le flux de gaz d’alimentation (14) en amont de l’unité d’extraction (16).
7.- Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le refroidissement et avantageusement la liquéfaction au moins partielle du flux de gaz d’alimentation (64) comporte l’introduction du flux de gaz d’alimentation (64) dans un échangeur thermique amont (40), le refroidissement et avantageusement la liquéfaction au moins partielle du flux de gaz d’alimentation (64) dans l’échangeur thermique amont (40), le courant de recyclage (36) étant avantageusement réintroduit dans le flux de gaz d’alimentation (14) en amont de l’échangeur thermique amont (40).
8.- Procédé selon la revendication 7, comprenant le passage du flux de gaz traité (18) dans l’échangeur thermique amont (40), avant compression dans le compresseur (54).
9.- Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le refroidissement du flux de gaz d’alimentation (64) produit la liquéfaction au moins partielle du flux de gaz d’alimentation (64), le flux de gaz d’alimentation refroidi et au moins partiellement liquéfié (66) obtenu à partir du flux de gaz d’alimentation (64), avantageusement complété par le courant de recyclage (36), étant introduit dans un ballon séparateur (42) pour produire un flux de tête gazeux (44) et un flux de pied liquide (46), au moins une fraction issue du flux de tête gazeux (44) et au moins une fraction issue du flux de pied liquide (46) étant introduites après détente dans la colonne de séparation (48), la colonne de séparation (48) produisant en tête, le flux de gaz traité (18) et en pied, le flux de liquides du gaz naturel (20).
10.- Procédé selon la revendication 9, comprenant la détente d’au moins une fraction (67 A) du flux de tête gazeux (44) dans l’organe de détente, l’organe de détente étant une turbine de détente dynamique (50) pour former une fraction (68A) détendue dynamiquement (68), puis l’introduction de la fraction détendue dynamiquement (68A) dans la colonne de séparation (48).
1 1.- Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le fractionnement comporte la séparation du flux de liquides de gaz naturel (20) dans au moins une colonne de distillation (60) en au moins une coupe légère et une coupe lourde, avantageusement en une coupe (28) riche en hydrocarbures en C2, en une coupe (30) riche en hydrocarbures en C3, en une coupe (32) riche en hydrocarbures en C4 et en une coupe (33) riche en hydrocarbures C5+.
12.- Installation (10) de traitement d’un gaz d’alimentation comportant :
- une unité d’extraction (16) de liquides du gaz naturel,
- un ensemble de fourniture d’un flux de gaz d’alimentation (14, 64) et de convoyage du flux de gaz d’alimentation (64) dans l’unité d’extraction (16) des liquides du gaz naturel ;
l’unité d’extraction (16) comprenant :
* un ensemble de refroidissement et avantageusement de liquéfaction au moins partielle du flux de gaz d’alimentation (64) propre à produire un flux d’alimentation refroidi ;
* un organe de détente (50) et un ensemble de séparation d’au moins un flux obtenu à partir du flux de gaz d’alimentation refroidi, comportant une colonne de séparation (48), l’ensemble de séparation étant propre à produire un flux de gaz traité (18) et un flux de liquides du gaz naturel (20) ;
- une unité de compression (22) comprenant au moins un compresseur (54) du flux de gaz traité (18) propre à former un flux de gaz traité comprimé ;
- une unité de fractionnement (26) du flux de liquides du gaz naturel (20) en une pluralité de coupes d’hydrocarbures (28, 30, 32, 33) ;
caractérisé par :
- un ensemble (34) de prélèvement, dans le flux de gaz traité (18) comprimé, d’un courant de recyclage (36) ;
- un ensemble (38) de réintroduction sans refroidissement du courant de recyclage (36) dans le flux de gaz d’alimentation (14) en amont de l’unité d’extraction, dans le flux de gaz d’alimentation refroidi ou dans un flux obtenu à partir du flux de gaz d’alimentation refroidi, en amont de l’organe de détente (50).
13.- Installation (10) selon la revendication 12, dans laquelle l’ensemble de réintroduction (38) est propre à introduire sans refroidissement le courant de recyclage (36) dans le flux de gaz d’alimentation (14) en amont de l’unité d’extraction (16).
14.- Installation (10) selon la revendication 13, dans laquelle l’ensemble de refroidissement comporte un échangeur thermique amont (40), pour refroidir et avantageusement liquéfier au moins partiellement le flux de gaz d’alimentation (64), l’ensemble de réintroduction (38) introduisant avantageusement le courant de recyclage (36) dans le flux de gaz d’alimentation (14) en amont de l’échangeur thermique amont (40).
15.- Installation (10) selon l’une quelconque des revendications 13 à 14, dans laquelle l’ensemble de refroidissement est propre à produire un flux de gaz d’alimentation au moins partiellement liquéfié (66) à partir du flux de gaz d’alimentation (64) avantageusement complété par le courant de recyclage (36), l’ensemble de séparation comportant :
- un ballon séparateur (42) recevant le flux de gaz d’alimentation refroidi et au moins partiellement liquéfié (66) obtenu à partir du flux de gaz d’alimentation (64) complété par le courant de recyclage (36) pour produire un flux de tête gazeux (44) et un flux de pied liquide (46),
- un ensemble de détente du flux de tête gazeux (44) et du flux de pied liquide (46) comprenant l’organe de détente (50) ;
- la colonne de séparation (48) raccordée à l’ensemble de détente produisant en tête, le flux de gaz traité (18) et en pied, le flux de liquides du gaz naturel (20).
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