Note : Les descriptions sont présentées dans la langue officielle dans laquelle elles ont été soumises.
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Procédé simplifié de production d'un courant riche en méthane et d'une coupe
riche
en hydrocarbures en C2+ à partir d'un courant de gaz naturel de charge, et
installation
associée.
La présente invention concerne un procédé de production d'un courant riche en
méthane et d'une coupe riche en hydrocarbures en C2+ à partir d'un courant de
gaz naturel
de charge déshydraté, le procédé étant du type comprenant les étapes suivantes
:
- refroidissement du courant de gaz naturel de charge avantageusement à une
pression supérieure à 40 bars dans un premier échangeur thermique, et
introduction du
courant de gaz naturel de charge refroidi dans un ballon séparateur ;
- séparation du courant de gaz naturel refroidi dans le ballon séparateur et
récupération d'une fraction légère essentiellement gazeuse et d'une fraction
lourde
essentiellement liquide ;
- formation d'un flux d'alimentation de turbine à partir de la fraction
légère ;
- détente dynamique du flux d'alimentation de turbine dans une première
turbine de
détente, et introduction du flux détendu dans une partie intermédiaire d'une
colonne de
séparation ;
- détente de la fraction lourde et introduction de la fraction lourde dans
la colonne de
séparation, la fraction lourde récupérée dans le ballon séparateur étant
introduite dans la
colonne de séparation sans passer par le premier échangeur thermique ;
- récupération, au pied de la colonne de séparation, d'un courant de pied
riche en
hydrocarbures en C2+ destiné à former la coupe riche en hydrocarbures en C2+ ;
- prélèvement en tête de la colonne de séparation d'un courant de tête
riche en
méthane ;
- réchauffement du courant de tête riche en méthane dans un deuxième
échangeur
thermique et dans le premier échangeur thermique et compression de ce courant
dans au
moins un premier compresseur accouplé à la première turbine de détente et dans
un
deuxième compresseur pour former un courant riche en méthane à partir du
courant de tête
riche en méthane comprimé ;
- prélèvement dans le courant de tête riche en méthane d'un premier courant
de
recirculation ; et
- passage du premier courant de recirculation dans le premier échangeur
thermique et
dans le deuxième échangeur thermique pour le refroidir, puis introduction d'au
moins une
première partie du premier courant de recirculation refroidi dans la partie
haute de la colonne
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de séparation.
Un tel procédé est destiné à être mis en oeuvre pour la construction de
nouvelles
unités de production d'un courant riche en méthane et d'une coupe
d'hydrocarbures en C2+ à
partir d'un gaz naturel de charge, ou pour la modification d'unités
existantes, notamment
dans le cas où le gaz naturel de charge présente une teneur élevée en éthane,
en propane,
et en butane.
Un tel procédé s'applique également dans le cas où il est difficile de mettre
en oeuvre
une réfrigération du gaz naturel de charge à l'aide d'un cycle extérieur de
réfrigération au
propane, ou dans le cas où l'installation d'un tel cycle serait trop coûteuse
ou trop
dangereuse, comme par exemple dans les usines flottantes, ou dans les régions
urbaines.
Un tel procédé est particulièrement avantageux lorsque l'unité de
fractionnement de la
coupe d'hydrocarbures en C2+ qui produit le propane destiné à être utilisé
dans les cycles de
réfrigération est trop éloignée de l'unité de récupération de cette coupe
d'hydrocarbures en
C2+.
La séparation de la coupe d'hydrocarbures en C2+ à partir d'un gaz naturel
extrait du
sous-sol permet de satisfaire à la fois à des impératifs économiques et à des
impératifs
techniques.
En effet, la coupe d'hydrocarbures en C2+ récupérée à partir du gaz naturel
est
avantageusement utilisée pour produire de l'éthane et des liquides qui
constituent des
matières premières en pétrochimie. En outre, il est possible de produire à
partir d'une coupe
d'hydrocarbures en C2+ des coupes d'hydrocarbures en C5+ qui sont utilisées
dans les
raffineries de pétrole. Tous ces produits peuvent être valorisés
économiquement et contribuer
à la profitabilité de l'installation.
Techniquement, les exigences du gaz naturel commercialisé en réseau incluent,
dans
certains cas, une spécification au niveau du pouvoir calorifique qui doit être
relativement bas.
Des procédés de production de coupe d'hydrocarbures en C2+ comprennent
généralement une étape de distillation, après refroidissement du gaz naturel
de charge, pour
former un courant de tête riche en méthane et un courant de pied riche en
hydrocarbures en
C +
2.
Pour améliorer la sélectivité du procédé, il est connu de prélever une partie
du courant
riche en méthane produit en tête de la colonne, après compression, et de le
réintroduire,
après un refroidissement, en tête de colonne, pour constituer un reflux de
cette colonne. Un
tel procédé est par exemple décrit dans US 2008/0190136 ou dans US 6 578 379.
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De tels procédés permettent d'obtenir une récupération d'éthane supérieure à
95% et
dans le dernier cas, même supérieure à 99%.
Un tel procédé ne donne cependant pas entière satisfaction lorsque le gaz
naturel de
charge est très riche en hydrocarbures lourds, et notamment en éthane, en
propane, et en
butane, et lorsque la température d'entrée du gaz naturel de charge est
relativement élevée.
Dans ces cas, la quantité de réfrigération à fournir est élevée, ce qui
nécessite l'ajout
d'un cycle additionnel de réfrigération si l'on souhaite maintenir une bonne
sélectivité. Un tel
cycle est consommateur en énergie. En outre, dans certaines installations,
notamment
flottantes, il n'est pas possible de mettre en oeuvre de tels cycles de
réfrigération.
Un but de l'invention est donc d'obtenir un procédé de récupération des
hydrocarbures en C2+ qui soit extrêmement efficace et très sélectif, même
lorsque la teneur
dans le gaz naturel de charge de ces hydrocarbures en C2+ augmente
significativement.
A cet effet, l'invention a pour objet un procédé du type précité, comprenant
les étapes
suivantes :
- formation d'au moins un deuxième courant de recirculation obtenu à partir du
courant de tête riche en méthane en aval de la colonne de séparation ;
- formation d'un courant de détente dynamique à partir du deuxième courant
de
recirculation et introduction du courant de détente dynamique dans une turbine
de détente
pour produire des frigories.
Le procédé selon l'invention peut comprendre l'une ou plusieurs des
caractéristiques
suivantes, prise(s) isolément ou suivant toute(s) combinaison(s) techniquement
possible(s) :
- la formation du flux d'alimentation de turbine comporte la division de la
fraction
légère en le flux d'alimentation de turbine et en un flux secondaire, le
procédé comprenant le
refroidissement du flux secondaire dans le deuxième échangeur thermique et
l'introduction
du flux secondaire refroidi dans une partie haute de la colonne de séparation
;
- le deuxième courant de recirculation est introduit dans un courant situé
en aval du
premier échangeur thermique et en amont de la première turbine de détente pour
former le
courant de détente dynamique ;
- le deuxième courant de recirculation est mélangé au flux d'alimentation
de turbine
issu du ballon séparateur pour former le courant de détente dynamique, la
turbine de détente
dynamique recevant le courant de détente dynamique étant formée par la
première turbine
de détente ;
- le deuxième courant de recirculation est mélangé au courant de gaz
naturel refroidi,
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avant son introduction dans le ballon séparateur, le courant de détente
dynamique étant
formé par le flux d'alimentation de turbine issu du ballon séparateur ;
- le deuxième courant de recirculation est prélevé dans le premier courant
de
recirculation ;
- le procédé comprend les étapes suivantes :
- prélèvement d'un courant dans le courant de tête riche en méthane, avant
son
passage dans le premier compresseur et dans le deuxième compresseur ;
- compression du courant de prélèvement dans un troisième compresseur, et
- formation du deuxième courant de recirculation à partir du courant de
prélèvement comprimé issu du troisième compresseur, après refroidissement.
- le procédé comprend le passage du courant de prélèvement dans un
troisième
échangeur thermique et dans un quatrième échangeur thermique avant son
introduction dans
le troisième compresseur, puis le passage du courant de prélèvement comprimé
dans le
quatrième échangeur thermique, puis dans le troisième échangeur thermique pour
alimenter
la tête de la colonne de séparation, le deuxième courant de recirculation
étant prélevé dans
le courant de prélèvement comprimé refroidi, entre le quatrième échangeur
thermique et le
troisième échangeur thermique ;
- le courant de prélèvement est introduit dans un quatrième compresseur, le
procédé
comprenant les étapes suivantes :
- prélèvement d'un courant de dérivation secondaire dans le courant de
prélèvement comprimé refroidi issu du troisième compresseur et du quatrième
compresseur ;
- détente dynamique du courant de dérivation secondaire dans une deuxième
turbine de détente accouplée au quatrième compresseur ;
- introduction du courant de dérivation secondaire détendu dans le courant
de
prélèvement avant son passage dans le troisième compresseur et dans le
quatrième
compresseur ;
- le deuxième courant de recirculation est prélevé dans le courant de tête
riche en
méthane comprimé, le procédé comprenant les étapes suivantes :
- introduction du deuxième courant de recirculation dans un troisième
échangeur
thermique ;
- séparation du courant de gaz naturel de charge en un premier flux de
charge et
en un deuxième flux de charge ;
- mise en relation d'échange thermique du deuxième flux de charge avec le
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deuxième courant de recirculation dans le troisième échangeur thermique ;
- mélange du deuxième flux de charge après refroidissement dans le
troisième
échangeur thermique avec le premier flux de charge, en aval du premier
échangeur et en
amont du ballon séparateur ;
5 - le procédé comprend les étapes suivantes :
- prélèvement d'un courant de refroidissement secondaire dans le courant de
tête
riche en méthane comprimé, en aval du premier compresseur et en aval du
deuxième
compresseur ;
- détente dynamique du courant de refroidissement secondaire dans une
deuxième turbine de détente et passage du courant de refroidissement
secondaire détendu
dans le troisième échangeur thermique pour le mettre en relation d'échange
thermique avec
le deuxième flux de charge et avec le deuxième courant de recirculation ;
- réintroduction du courant de refroidissement secondaire détendu dans le
courant riche en méthane, avant son passage dans le premier compresseur et
dans le
deuxième compresseur ;
- prélèvement d'une fraction de recompression dans le courant riche en
méthane
refroidi, en aval de l'introduction du courant de refroidissement secondaire
détendu et en
amont du premier compresseur et du deuxième compresseur ;
- compression de la fraction de recompression dans au moins un compresseur
accouplé à la deuxième turbine de détente et réintroduction de la fraction de
recompression
comprimée dans le courant riche en méthane comprimé issu du premier
compresseur et du
deuxième compresseur ;
- le deuxième courant de recirculation est dérivé à partir du premier
courant de
recirculation, pour former le courant de détente dynamique, le courant de
détente dynamique
étant introduit dans une deuxième turbine de détente distincte de la première
turbine de
détente, le courant de détente dynamique issu de la deuxième turbine de
détente étant
réintroduit dans le courant riche en méthane avant son passage dans le premier
échangeur
thermique ;
- le procédé comprend les étapes suivantes :
- prélèvement d'une fraction de recompression dans le courant de tête riche en
méthane réchauffé issu du premier échangeur thermique et du deuxième échangeur
thermique ;
- compression de la fraction de recompression dans un troisième compresseur
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accouplé à la deuxième turbine de détente ;
- introduction de la fraction de recompression comprimée dans le courant riche
en
méthane comprimé issu du premier compresseur ;
- le procédé comprend la dérivation d'un troisième courant de recirculation,
avantageusement à température ambiante, à partir du courant riche en méthane
au moins
partiellement comprimé, avantageusement entre deux étages du deuxième
compresseur, le
troisième courant de recirculation étant refroidi successivement dans le
premier échangeur
thermique et dans le deuxième échangeur thermique avant d'être mélangé au
premier
courant de recirculation pour être introduit dans la colonne de séparation ;
- le courant de pied riche en hydrocarbures en C2+ est pompé et est réchauffé
par
échange thermique à contre courant d'au moins une partie du courant de gaz
naturel de
charge, avantageusement jusqu'à une température inférieure ou égale à la
température du
courant de gaz naturel de charge avant son passage dans le premier échangeur
thermique ;
- la pression du courant riche en hydrocarbures en C2+ après pompage est
choisie
pour maintenir le courant riche en hydrocarbures en C2+ après réchauffement
dans le premier
échangeur thermique, sous forme liquide ;
- le débit molaire du deuxième courant de recirculation est supérieur à 10%
du débit
molaire du courant de gaz naturel de charge ;
- la température du deuxième courant de recirculation est sensiblement
égale à la
température du courant de gaz naturel refroidi introduit dans le ballon
séparateur ;
- la pression du troisième courant de recirculation est inférieure à la
pression du
courant de gaz naturel de charge et est supérieure à la pression de la colonne
de
séparation ;
- le débit molaire du troisième courant de recirculation est supérieur à
10% du débit
molaire du courant de gaz naturel de charge ;
- le débit molaire du courant de prélèvement est supérieur à 4%,
avantageusement à
10% du débit molaire du courant de gaz naturel de charge ;
- la température du courant de prélèvement, après passage dans le troisième
échangeur thermique est inférieure à celle du courant de gaz naturel de charge
refroidi
alimentant le ballon séparateur ;
- le débit molaire du courant de dérivation secondaire est supérieur à 10%
du débit
molaire du courant de gaz naturel de charge ;
- le débit molaire du courant de refroidissement secondaire est supérieur à
10% du
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débit molaire du courant de gaz naturel de charge ;
- la pression du courant de refroidissement secondaire détendu est
supérieure à 15
bars ;
- le rapport entre le débit d'éthane contenu dans la coupe riche en
hydrocarbures en
C2+ et le débit d'éthane contenu dans le gaz naturel de charge est supérieur à
0,98;
- le rapport entre le débit d'hydrocarbures en C3+ contenu dans la coupe
riche en
hydrocarbures en C2+ et le débit d'hydrocarbures en C3+ contenu dans le gaz
naturel de
charge est supérieur à 0,998.
L'invention a également pour objet une installation de production d'un courant
riche
en méthane et d'une coupe riche en hydrocarbures en C2+ à partir d'un courant
de gaz
naturel de charge déshydraté, composé d'hydrocarbures, d'azote et de 002, et
présentant
avantageusement une teneur molaire en hydrocarbures en C2+ supérieure à 10
(:)/0,
l'installation étant du type comprenant :
- un premier échangeur thermique pour refroidir le courant de gaz naturel
de charge
circulant avantageusement à une pression supérieure à 40 bars,
- un ballon séparateur,
- des moyens d'introduction du courant de gaz naturel de charge refroidi
dans le
ballon séparateur, le courant de gaz naturel refroidi étant séparé dans le
ballon séparateur
pour récupérer une fraction légère essentiellement gazeuse et une fraction
lourde
essentiellement liquide ;
- des moyens de formation d'un flux d'alimentation de turbine à partir de
la fraction
légère ;
- une première turbine de détente dynamique du flux d'alimentation de
turbine ;
- une colonne de séparation ;
- des moyens d'introduction du flux détendu dans la première turbine de
détente
dynamique dans une partie intermédiaire de la colonne de séparation ;
- un deuxième échangeur thermique ;
- des moyens de détente et d'introduction de la fraction lourde dans la
colonne de
séparation, agencés pour que la fraction lourde récupérée dans le ballon
séparateur soit
- des moyens de récupération, au pied de la colonne de séparation, d'un
courant de
pied riche en hydrocarbure en C2+ destiné à former la coupe riche en
hydrocarbure en C2+ ;
- des moyens de prélèvement en tête de la colonne de séparation d'un
courant de
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tête riche en méthane ;
- des moyens d'introduction du courant de tête riche en méthane dans le
deuxième
échangeur thermique et dans le premier échangeur thermique pour le réchauffer
;
- des moyens de compression du courant de tête riche en méthane comprenant
au
moins un premier compresseur accouplé à la première turbine et un deuxième
compresseur
pour former le courant riche en méthane à partir du courant de tête riche en
méthane
comprimé ;
- des moyens de prélèvement dans le courant de tête riche en méthane d'un
premier
courant de recirculation ;
- des moyens de passage du premier courant de recirculation dans le premier
échangeur thermique puis dans le deuxième échangeur thermique pour le
refroidir ;
- des moyens d'introduction d'au moins une partie du premier courant de
recirculation
refroidi dans la partie haute de la colonne de séparation ;
l'installation comprenant :
- des moyens de formation d'au moins un deuxième courant de recirculation
obtenu à
partir du courant de tête riche en méthane en aval de la colonne de séparation
;
- des moyens de formation d'un courant de détente dynamique à partir du
deuxième
courant de recirculation ;
- des moyens d'introduction du courant de détente dynamique dans une
turbine de
détente pour produire des frigories.
Dans un mode de réalisation, les moyens de formation d'un courant de détente
dynamique à partir du deuxième courant de recirculation comprennent des moyens
d'introduction du deuxième courant de recirculation dans un courant circulant
en aval du
premier échangeur thermique et en amont de la première turbine de détente pour
former le
courant de détente dynamique.
Dans un autre mode de réalisation, les moyens de formation du flux
d'alimentation de
turbine comportent des moyens de division de la fraction légère en le flux
d'alimentation de
turbine et en un flux secondaire, l'installation comprenant des moyens de
passage du flux
secondaire dans le deuxième échangeur thermique pour le refroidir et des
moyens
d'introduction du flux secondaire refroidi dans une partie haute de la colonne
de séparation.
Par température ambiante , on entend dans ce qui suit la température de
l'atmosphère gazeuse qui règne dans l'installation dans laquelle le procédé
selon l'invention
est mis en oeuvre. Cette température est généralement comprise entre -40`C et
60t.
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L'invention sera mieux comprise à la lecture de la description qui va suivre,
donnée
uniquement à titre d'exemple, et faite en se référant aux dessins annexés, sur
lesquels :
- la figure 1 est un schéma synoptique d'une première installation selon
l'invention,
pour la mise en oeuvre d'un premier procédé selon l'invention ;
- la figure 2 est une vue analogue à la figure 1 d'une variante de
l'installation de la
figure 1 ;
- la figure 3 est une vue analogue à la figure 1 d'une deuxième
installation selon
l'invention, pour la mise en oeuvre d'un deuxième procédé selon l'invention ;
- la figure 4 est une vue analogue à la figure 1 d'une troisième
installation selon
l'invention, pour la mise en oeuvre d'un troisième procédé selon l'invention ;
- la figure 5 est une vue analogue à la figure 1 d'une quatrième
installation selon
l'invention, pour la mise en oeuvre d'un quatrième procédé selon l'invention ;
- la figure 6 est une vue analogue à la figure 1 d'une cinquième
installation selon
l'invention, pour la mise en oeuvre d'un cinquième procédé selon l'invention ;
- la figure 7 est une vue analogue à la figure 1 d'une sixième installation
selon
l'invention, pour la mise en oeuvre d'un sixième procédé selon l'invention ;
- la figure 8 est une vue analogue à la figure 1 d'une septième
installation selon
l'invention, pour la mise en oeuvre d'un septième procédé selon l'invention.
La figure 1 illustre une première installation 10 de production d'un courant
12 riche en
méthane et d'une coupe 14 riche en hydrocarbures en C2+ selon l'invention, à
partir d'un gaz
naturel de charge 15. Cette installation 10 est destinée à la mise en oeuvre
d'un premier
procédé selon l'invention.
Le procédé et l'installation 10 s'appliquent avantageusement dans le cas de la
construction d'une nouvelle unité de récupération de méthane et d'éthane.
L'installation 10 comprend, d'amont en aval, un premier échangeur thermique
16, un
ballon séparateur 18, une première turbine de détente 22 et un deuxième
échangeur
thermique 24.
L'installation 10 comprend en outre une colonne de séparation 26 et, en aval
de la
colonne 26, un premier compresseur 28 accouplé à la première turbine de
détente 22, un
premier refroidisseur à air 30, un deuxième compresseur 32 et un deuxième
refroidisseur à
air 34. L'installation 10 comprend en outre une pompe 36 de fond de colonne.
Dans l'exemple représenté sur la Figure 1, l'installation 10 comporte en outre
une
deuxième turbine de détente 132 et un troisième compresseur 134.
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Dans tout ce qui suit, on désignera par les mêmes références un courant
circulant
dans une conduite, et la conduite qui le transporte. En outre, sauf
indications contraires, les
pourcentages cités sont des pourcentages molaires et les pressions sont
données en bars
absolus.
5 En
outre, pour les simulations numériques, le rendement de chaque compresseur est
de 82 % polytropique et le rendement de chaque turbine est de 85 %
adiabatique.
Un premier procédé de production selon l'invention, mis en oeuvre dans
l'installation
10 va maintenant être décrit.
Le gaz naturel de charge 15 est, dans cet exemple, un gaz naturel déshydraté
et
10
décarbonaté comprenant en moles 0,3499 % d'azote, 80,0305 % de méthane,
11,3333 %
d'éthane, 3,6000 % de propane, 1,6366 % de i-butane, 2,0000 % de n-butane,
0,2399 % de i-
pentane, 0,1899 % de n-pentane, 0,1899 % de n-hexane, 0,1000 % de n-heptane,
0,0300 %
de n-octane et 0,3000 % de dioxyde de carbone.
Le gaz naturel de charge 15 comprend donc plus généralement en mole, entre 10
%
et 25 % d'hydrocarbures en C2+ à récupérer et entre 74 % et 89 % de méthane.
La teneur en
hydrocarbures en C2+ est avantageusement supérieure à 15 `)/0.
Par gaz décarbonaté, on entend un gaz dont la teneur en dioxyde de carbone est
abaissée de façon à éviter la cristallisation du dioxyde de carbone, cette
teneur étant
généralement inférieure à 1 % molaire.
Par gaz déshydraté, on entend un gaz dont la teneur en eau est la plus basse
possible et notamment inférieure à 1 ppm.
En outre, la teneur en sulfure d'hydrogène du gaz naturel de charge 15 est
préférentiellement inférieure à 10 ppm et la teneur en composés soufrés de
type mercaptans
est préférentiellement inférieure à 30 ppm.
Le gaz naturel de charge présente une pression supérieure à 40 bars et
notamment
sensiblement égale à 62 bars. Il présente en outre une température voisine de
la température
ambiante et notamment égale à 40`C. Le débit du cou rant de gaz naturel de
charge 15 est,
dans cet exemple, de 15000 kgmol/h.
Le courant de gaz naturel de charge 15 est tout d'abord introduit dans le
premier
échangeur thermique 16 où il est refroidi et partiellement condensé à une
température
supérieure à - 50`C et notamment sensiblement égale à -24,5`C pour donner un
courant de
gaz naturel de charge refroidi 40 qui est introduit dans sa totalité dans le
ballon séparateur
18.
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Dans le ballon séparateur 18, le courant de gaz naturel de charge refroidi 40
est
séparé en une fraction légère 42 gazeuse et en une fraction lourde liquide 44.
Le rapport du débit molaire de la fraction légère 42 au débit molaire de la
fraction
lourde 44 est généralement compris entre 4 et 10.
Puis, la fraction légère 42 est séparée en un flux 46 d'alimentation de la
première
turbine de détente et en un flux 48 secondaire qui est introduit
successivement dans
l'échangeur thermique 24 et dans une première vanne de détente statique 50
pour former un
flux secondaire détendu refroidi et au moins partiellement liquéfié 52.
Le flux secondaire détendu refroidi 52 est introduit à un niveau supérieur N1
de la
colonne de séparation 26 correspondant dans cet exemple au cinquième étage
depuis le
haut de la colonne 26.
Le débit du flux secondaire 48 représente moins de 40 % du débit de la
fraction légère
42.
La pression du flux secondaire 52, après sa détente dans la vanne 50, est
inférieure à
20 bars et notamment égale à 16 bars. Cette pression correspond sensiblement à
la pression
de la colonne 26 qui est plus généralement supérieure à 15 bars,
avantageusement comprise
entre 15 bars et 25 bars.
Le flux secondaire détendu refroidi 52 comprend une teneur molaire en éthane
supérieure à 5 % et notamment sensiblement égale à 9.5 % molaire d'éthane.
La fraction lourde 44 est dirigée vers une vanne de détente 66 qui s'ouvre en
fonction
du niveau de liquide dans le ballon séparateur 18.
La totalité de la fraction lourde 44 est introduite dans la colonne 26, sans
entrer en
relation d'échange thermique avec le gaz de charge 15, en particulier, en
amont du ballon 18.
La fraction lourde 44 ne passe pas par le premier échangeur thermique 16.
Avantageusement, la fraction lourde 44 n'est non plus pas séparée entre le
ballon 18
et la colonne 26.
La fraction de pied 44 , après avoir été détendue à la pression de la colonne
26, est
ensuite introduite à un niveau N3 de la colonne situé sous le niveau N1, situé
avantageusement au douzième étage de la colonne 26 en partant de la tête.
Un courant de rebouillage supérieur 70 est prélevé à un niveau de fond N4 de
la
colonne 26 situé sous le niveau N3 et correspondant au treizième étage en
partant de la tête
de la colonne 26. Ce courant de rebouillage est disponible à une température
supérieure à -
55`C, dans cet exemple à -53`C, et est passé dans I e premier échangeur
thermique 16 pour
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y être partiellement vaporisé et échanger une puissance thermique d'environ
2710 kW avec
les autres courants circulant dans l'échangeur 16.
Ce courant de rebouillage liquide partiellement vaporisé est réchauffé à une
température supérieure à -40`C et notamment égale à - 35.1 C et envoyé au
niveau N5 situé
juste au dessous du niveau N4, et correspondant au quatorzième étage de la
colonne 26
depuis la tête.
Un deuxième courant de rebouillage 72 intermédiaire est collecté à un niveau
N6 situé
sous le niveau N5 et correspondant au dix-septième étage en partant de la tête
de la colonne
26. Ce deuxième courant de rebouillage 72 est prélevé à une température
supérieure à -
25`C, notamment à -21,4t pour être envoyé dans le premier échangeur 16 et
échanger une
puissance thermique d'environ 1500 kW avec les autres courants circulant dans
cet
échangeur 16.
Le courant de rebouillage liquide partiellement vaporisé issu de l'échangeur
16 est
alors réintroduit à une température supérieure à - 20`C et notamment égale à -
13,7t à un
niveau N7 situé juste au dessous du niveau N6 et notamment au dix-huitième
étage en
partant de la tête de la colonne 26.
En outre, un troisième courant de rebouillage inférieur 74 est prélevé au
voisinage du
fond de la colonne 26 à une température supérieure à -10t et notamment
sensiblement
égale à -3.3`C à un niveau N8 situé avantageusement au vingt-et-unième étage
en partant
de la tête de la colonne 26.
Le courant de rebouillage inférieur 74 est amené jusqu'au premier échangeur
thermique 16 où il est réchauffé jusqu'à une température supérieure à OC et
notamment
égale à 3.2`C avant d'être renvoyé à un niveau N9 correspondant au vingt-
deuxième étage
en partant du haut de la colonne 26. Ce courant de rebouillage échange une
puissance
thermique d'environ 2840 kW avec les autres courants circulant dans
l'échangeur 16.
Un courant 80 riche en hydrocarbures en C2+ est prélevé dans le fond de la
colonne
26 à une température supérieure à - 5t et notammen t égale à 3,2`C. Ce courant
comprend
moins de 1 % de méthane et plus de 98 `)/0 d'hydrocarbures en C2+. Il contient
plus de 99%
des hydrocarbures en C2+ du courant de gaz naturel de charge 15.
Dans l'exemple représenté, le courant 80 contient en mole, 0,52 `)/0 de
méthane, 57,80
`)/0 d'éthane, 18,5 `)/0 de propane, 8,4 `)/0 de i-butane, 10,30 `)/0 de n-
butane, 1,23 `)/0 de i-
pentane, 0,98 `)/0 de n-pentane, 0,98 `)/0 de n-hexane, 0,51 `)/0 de n-
heptane, 0,15 `)/0 de n-
octane, 0,54 `)/0 de dioxyde de carbone, 0% d'azote.
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Ce courant liquide 80 est pompé dans la pompe de fond de colonne 36 puis est
introduit dans le premier échangeur thermique 16 pour y être réchauffé jusqu'à
une
température supérieure à 25`C tout en restant liqui de. Il produit ainsi la
coupe 14 riche en
hydrocarbures en C2+ à une pression supérieure à 25 bars et notamment égale à
31.2 bars,
avantageusement à 38 C.
Un courant de tête 82 riche en méthane est produit en tête de la colonne 26.
Ce
courant de tête 82 comprend une teneur molaire supérieure à 99.1 % en méthane
et une
teneur molaire inférieure à 0.15 % en éthane. Il contient plus de 99.8 % du
méthane contenu
dans le gaz naturel de charge 15.
Le courant de tête riche en méthane 82 est successivement réchauffé dans le
deuxième échangeur thermique 24, puis dans le premier échangeur thermique 16
pour
donner un courant de tête riche en méthane 84 réchauffé à une température
inférieure à
40`C et notamment égale à 30,8t.
Dans cet exemple, une première partie du courant 84 est comprimée une première
fois dans le premier compresseur 28, puis est refroidie dans le premier
réfrigérant à air 30.
Le courant obtenu est ensuite comprimé une deuxième fois dans le deuxième
compresseur 32 et est refroidi dans le deuxième réfrigérant à air 34, pour
donner un courant
de tête riche en méthane comprimé 86.
La température du courant comprimé 86 est sensiblement égale à 40`C et sa
pression
est supérieure à 60 bars est et notamment sensiblement égale à 63,1 bars.
Le courant comprimé 86 est ensuite séparé en un courant riche en méthane 12
produit par l'installation 10, et en un premier courant de recirculation 88.
Le rapport du débit molaire du courant riche en méthane 12 par rapport au
débit
molaire du premier courant de recirculation est supérieur à 1 et est notamment
compris entre
1 et 20.
Le courant 12 comporte une teneur en méthane supérieure à 99,0 `)/0. Dans cet
exemple, il est composé de 99,18% molaire de méthane, 0,14% molaire d'éthane,
0,43%
molaire d'azote et 0,24% molaire de dioxyde de carbone. Ce courant 12 est
ensuite envoyé
dans un gazoduc.
Le premier courant de recirculation 88 riche en méthane est ensuite dirigé
vers le
premier échangeur thermique 16 pour donner le premier courant de recirculation
refroidi 90 à
une température inférieure à - 30`C et notamment ég ale à - 45t.
Une première partie 92 du premier courant de recirculation refroidi 90 est
ensuite
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introduite dans le deuxième échangeur 24 pour y être liquéfiée avant de passer
par la vanne
de contrôle de débit 95. Le courant ainsi obtenu forme une première partie 94
refroidie et au
moins partiellement liquéfiée introduite à un niveau N10 de la colonne 26
situé au-dessus du
niveau N1, notamment au premier étage de cette colonne depuis la tête. La
température de
la première partie refroidie 94 est supérieure à - 120`C et notamment égale à
¨ 113.8t. Sa
pression, après passage dans la vanne 95 est sensiblement égale à la pression
de la
colonne 26.
Selon l'invention, une deuxième partie 96 du premier courant de recirculation
refroidi
90 est prélevée pour former un deuxième courant de recirculation riche en
méthane.
Cette deuxième partie 96 est détendue dans une vanne de détente 98 avant
d'être
mélangée au flux d'alimentation de turbine 46 pour former un flux 100
d'alimentation de la
première turbine de détente 22 destiné à être détendu dynamiquement dans cette
turbine 22
pour produire des frigories.
Le flux d'alimentation 100 est détendu dans la turbine 22 pour former un flux
détendu
102 qui est introduit dans la colonne 26 à un niveau N11 situé entre le niveau
N1 et le niveau
N3, notamment au dixième étage en partant de la tête de la colonne à une
pression
sensiblement égale à 16 bars.
L'expansion dynamique du flux 100 dans la turbine 22 permet de récupérer 3732
kW
d'énergie qui proviennent pour une fraction supérieure à 50 `)/0 et notamment
égale à 99.5 `)/0
du flux d'alimentation de turbine 46 et pour une fraction inférieure à 50 `)/0
et notamment égale
à 0.5% du deuxième courant de recirculation.
Le flux 100 forme donc un courant de détente dynamique qui par sa détente dans
la
turbine 22 produit des frigories.
Dans l'exemple représenté sur la Figure 1, le procédé comprend en outre le
prélèvement d'un quatrième courant de recirculation 136 dans le premier
courant de
recirculation 88. Ce quatrième courant de recirculation 136 est prélevé dans
le premier
courant de recirculation 88 en aval du deuxième compresseur 32 et en amont du
passage du
premier courant de recirculation 88 dans le premier échangeur 16 et dans le
deuxième
échangeur 24.
Le débit molaire du quatrième courant de recirculation 136 représente moins de
80 `)/0
du débit molaire du premier courant de recirculation 88 prélevé à la sortie du
deuxième
compresseur 32.
Le quatrième courant de recirculation 136 est ensuite amené jusqu'à la
deuxième
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turbine de détente dynamique 132 pour être détendu à une pression inférieure à
la pression
de la colonne de séparation 26 et notamment égale à 15,4 bars et produire des
frigories. La
température du quatrième courant de recirculation refroidi 138 issu de la
turbine 132 est ainsi
inférieure à - 30t et notamment sensiblement égale à ¨ 43,1 C.
5 Le quatrième courant de recirculation refroidi 138 est ensuite
réintroduit dans le
courant de tête riche en méthane 82 entre la sortie du deuxième échangeur 24
et l'entrée du
premier échangeur 16. Ainsi, les frigories engendrées par la détente dynamique
dans la
turbine 132 sont transmises par échange thermique dans le premier échangeur 16
au courant
de gaz naturel de charge 15. Cette détente dynamique permet de récupérer 2677
kW
10 d'énergie.
En outre, une fraction de recompression 140 est prélevée dans le courant de
tête
riche en méthane réchauffé 84 entre la sortie du premier échangeur 16 et
l'entrée du premier
compresseur 28. Cette fraction de recompression 140 est introduite dans le
troisième
compresseur 134 accouplé à la deuxième turbine 132 pour être comprimée jusqu'à
une
15 pression inférieure à 30 bars et notamment égale à 22.6 bars et une
température d'environ
68.2 t
La fraction de recompression comprimée 142 est réintroduite dans le courant
riche en
méthane refroidi entre la sortie du premier compresseur 28 et l'entrée du
premier
refroidisseur à air 30.
Le débit molaire de la fraction de recompression 140 est supérieur à 20% du
débit
molaire du courant de gaz de charge 15.
Par rapport à une installation dans laquelle la totalité du premier courant de
recirculation 90 est réinjectée dans la colonne 26, le procédé selon
l'invention permet
d'obtenir une récupération en éthane identique, supérieure ou égale à 99%,
tout en diminuant
notablement la puissance à fournir par le deuxième compresseur 32 de 19993 kW
à 18063
kW.
L'amélioration du rendement de l'installation est illustrée par le tableau 1
ci-après.
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TABLEAU 1
Débit du
Pression de
Récupération courant 136 Puissance du
d'éthane recyclé à la compresseur 32 la colonne
26
turbine 132
% mole kgmol/h kW bars
99,00 0 19993 14.20
99,00 1000 19268 14.65
99,00 2000 18697 15.00
99,00 3000 18283 15.40
99,00 4000 18063 15.90
Des exemples de température, de pression et de débit molaire des différents
courants sont
donnés dans le tableau 2 ci-dessous.
TABLEAU 2
Courant Température (CC) Pression Débit
(bars) (kgmoles/h)
12 40.0 63,1 12088
14 38.0 31,2 2912
15 40.0 62.0 15000
40 -24,5 61.0 15000
42 -24,5 61.0 12597
44 -24,5 61.0 2403
46 -24,5 61.0 8701
52 -110,2 16,1 3896
80 3,2 16,1 2912
82 -112,4 15,9 13278
84 30,8 14,9 17278
86 40.0 63,1 17278
88 40.0 63.1 5190
90 -45.0 62.6 1190
94 -113.8 16.1 1145
96 -45.0 62,6 45
100 -24.6 61.0 8746
102 -76,2 16,1 8746
138 -43,1 15,4 4000
142 68.2 22.6 7218
Dans une variante 10A de la première installation 10 illustrée sur la figure
2,
l'installation est dépourvue de la deuxième turbine de détente dynamique 132
et du troisième
compresseur 134 accouplé à la deuxième turbine de détente dynamique 132.
La totalité du courant de tête réchauffé 84 issu du premier échangeur
thermique 16
est alors introduite dans le premier compresseur 28. De même, la totalité du
premier courant
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de recirculation 88 est introduite dans le premier échangeur thermique 16 pour
former le
courant 90.
L'installation et le procédé mis en oeuvre dans cette installation 10A sont
par ailleurs
analogues à la première installation 10 et au premier procédé selon
l'invention
Une deuxième installation 110 selon l'invention est illustrée sur la figure 3.
Cette
deuxième installation 110 est destinée à la mise en oeuvre d'un deuxième
procédé selon
l'invention.
A la différence du premier procédé selon l'invention et de sa variante
représentée sur
la figure 2, la deuxième partie 96 du premier courant de recirculation
refroidi 90 formant le
deuxième courant de recirculation est réintroduite, après détente dans la
vanne de contrôle
98, en amont de la colonne 26, dans le courant de gaz naturel de charge
refroidi 40, entre le
premier échangeur 16 et le ballon séparateur 18.
Dans cet exemple, ce deuxième courant 96 contribue à la formation de la
fraction
légère 42, ainsi qu'à la formation du flux d'alimentation de la première
turbine de détente 22.
Par ailleurs, dans cet exemple, le flux 100 est formé exclusivement par le
flux
d'alimentation 46.
Cette disposition, qui peut être appliquée à l'ensemble des procédés décrits,
permet
d'améliorer encore légèrement le rendement de l'installation.
Une troisième installation 120 selon l'invention est représentée sur la figure
4.
Cette troisième installation 120 est destinée à la mise en oeuvre d'un
troisième
procédé selon l'invention.
A la différence de la première installation 10 et de sa variante 10A, le
deuxième
compresseur 32 de la troisième installation 120 comprend deux étages de
compression
122A, 122B et un réfrigérant à air intermédiaire 124 interposé entre les deux
étages.
A la différence du premier procédé selon l'invention et de sa variante
représentée sur
la figure 2, le troisième procédé selon l'invention comprend, le prélèvement
d'un troisième
courant de recirculation 126 dans le courant de tête riche en méthane
réchauffé 84. Ce
troisième courant de recirculation 126 est prélevé entre les deux étages 122A,
122B à la
sortie du réfrigérant intermédiaire 124. Ainsi, le courant 126 présente une
pression
supérieure à 30 bars et une température sensiblement égale à la température
ambiante.
Le rapport du débit du troisième courant de recirculation au débit total du
courant de
tête riche en méthane réchauffé 84 issu du premier échangeur thermique 16 est
inférieur à
0,15 et est notamment compris entre 0,08 et 0,15.
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Le troisième courant de recirculation 126 est ensuite introduit successivement
dans le
premier échangeur 16, puis dans le deuxième échangeur 24 pour être refroidi à
une
température supérieure à -110.5`C.
Ce courant 128, obtenu après détente dans une vanne de contrôle 129, est
ensuite
réintroduit en mélange avec la première partie 94 du premier courant de
recirculation refroidi
90 entre la vanne de contrôle 95 et la colonne 26.
Une diminution de la puissance consommée est observée, dont environ 3% est due
à
la liquéfaction à moyenne pression du troisième courant de recirculation 126.
Une quatrième installation 130 selon l'invention est représentée sur la figure
5. Cette
quatrième installation 130 est destinée à la mise en oeuvre d'un quatrième
procédé selon
l'invention.
Le quatrième procédé selon l'invention diffère de la variante du premier
procédé selon
l'invention en ce qu'il comprend le prélèvement d'un troisième courant de
recirculation 126
dans le courant de tête riche en méthane réchauffé 84, comme dans le troisième
procédé
selon l'invention.
Comme décrit précédemment pour le procédé de la figure 4, le troisième courant
de
recirculation 126 est ensuite introduit successivement dans le premier
échangeur 16, puis
dans le deuxième échangeur 24 pour être refroidi à une température supérieure
à -109.TC.
Ce courant 128, obtenu après détente dans une vanne de contrôle 129, est
ensuite
réintroduit en mélange avec la première partie 94 du premier courant de
recirculation refroidi
90 entre la vanne de contrôle 95 et la colonne 26.
Dans cette variante du quatrième procédé, la quasi totalité du premier courant
de
recirculation refroidi 90 issu du premier échangeur 16 est introduite dans le
deuxième
échangeur 24. Le débit de la deuxième partie 96 de ce courant représenté sur
la figure 5 est
quasiment nul.
Dans cette variante, le deuxième courant de recirculation est alors formé par
le
quatrième courant de recirculation 136 qui est amené jusqu'à la turbine de
détente
dynamique 132 pour produire des frigories.
En outre, la mise en oeuvre de cette variante du procédé selon l'invention ne
nécessite pas de prévoir une conduite permettant de dériver une partie du
premier courant de
recirculation refroidi 90 vers la première turbine 22, de sorte que
l'installation 130 peut en être
dépourvue.
Une cinquième installation 150 selon l'invention est représentée sur la figure
6. Cette
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19
cinquième installation 150 est destinée à la mise en oeuvre d'un cinquième
procédé selon
l'invention.
Cette installation 150 est destinée à l'amélioration d'une unité de production
existante
de l'état de la technique, telle que décrite par exemple dans le brevet
américain US 6 578
379, en conservant la puissance consommée par le deuxième compresseur 32
constante,
notamment lorsque la teneur en hydrocarbures en C2+ dans le gaz de charge 15
augmente
sensiblement.
Le gaz naturel de charge 15 initial est, dans cet exemple et dans les
suivants, un gaz
naturel déshydraté et décarbonaté composé principalement de méthane et
d'hydrocarbures
en C2+, comprenant en moles 0,3499 (:)/0 d'azote, 89,5642 (:)/0 de méthane,
5,2579 (:)/0
d'éthane, 2,3790 (:)/0 de propane, 0,5398 (:)/0 de i-butane, 0,6597 (:)/0 de n-
butane, 0,2399 (:)/0 de i-
pentane, 0,1899 (:)/0 de n-pentane, 0,1899 (:)/0 de n-hexane, 0,1000 (:)/0 de
n-heptane, 0,0300 (:)/0
de n-octane, 0,4998 (:)/0 de CO2.
Dans l'exemple présenté la coupe d'hydrocarbures en C2+ possède toujours la
même
composition qui est celle indiquée dans le Tableau 3:
TABLEAU 3
Ethane 54,8494 (:)/0 mole
Propane 24,8173 (:)/0 mole
i-Butane 5,6311 (:)/0 mole
n-Butane 6,8815 (:)/0 mole
i-Pentane 2,5026 (:)/0 mole
n-Pentane 1,9810 (:)/0 mole
C6+ 3,3371 (:)/0 mole
Total 100 (:)/0 mole
La cinquième installation 150 selon l'invention diffère de la variante 10A de
la
première installation représentée sur la figure 2 en ce qu'elle comprend un
troisième
échangeur thermique 152, un quatrième échangeur thermique 154 et un troisième
compresseur 134.
L'installation 150 est en outre dépourvue du refroidisseur à air à la sortie
du premier
compresseur 28. Le premier refroidisseur à air 30 est situé à la sortie du
deuxième
compresseur 32.
Elle comprend cependant un deuxième refroidisseur à air 34 monté à la sortie
du
troisième compresseur 134.
Le cinquième procédé selon l'invention diffère de la variante du premier
procédé
selon l'invention en ce qu'un courant de prélèvement 158 est prélevé dans le
courant de tête
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riche en méthane 82 entre la sortie de la colonne de séparation 26 et le
deuxième échangeur
thermique 24.
Le débit de courant de prélèvement 158 est inférieur à 15 % du débit du
courant de
tête riche en méthane 82 issu de la colonne 26.
5 Le courant de prélèvement 158 est alors introduit successivement dans le
troisième
échangeur thermique 152, pour y être réchauffé jusqu'à une première
température inférieure
à la température ambiante, puis dans le quatrième échangeur thermique 154,
pour y être
réchauffé jusqu'à sensiblement la température ambiante.
La première température est en outre inférieure à la température du courant de
gaz
10 naturel de charge refroidi 40 alimentant le ballon séparateur 18.
Le courant 158 ainsi refroidi est passé dans le troisième compresseur 134 et
dans le
refroidisseur 34, pour le refroidir jusqu'à la température ambiante avant
d'être introduit dans
le quatrième échangeur thermique 154 et former un courant de prélèvement
comprimé
refroidi 160.
15 Ce courant de prélèvement comprimé refroidi 160 présente une pression
supérieure
ou égale à celle du courant de gaz de charge 15. Cette pression est inférieure
à 63 bars. Le
courant 160 présente une température inférieure à 40`C. Cette température est
sensiblement
égale à la température du courant de gaz naturel de charge refroidi 40
alimentant le ballon
séparateur 18.
20 Le courant de prélèvement comprimé refroidi 160 est séparé en une
première partie
162 qui est successivement passée dans le troisième échangeur thermique 152
pour y être
refroidie jusqu'à sensiblement la première température, puis dans une vanne de
contrôle de
pression 164 pour former une première partie détendue refroidie 166.
Le débit molaire de la première partie 162 représente au moins 4% du débit
molaire
du courant de gaz naturel de charge 15.
La pression de la première partie détendue refroidie 166 est sensiblement
égale à la
pression de la colonne 26.
Le rapport du débit molaire de la première partie 162 au débit molaire du
courant de
prélèvement comprimé refroidi 160 est supérieur à 0,25. Le débit molaire de la
première
partie 162 est supérieur à 4% du débit molaire du courant de gaz naturel de
charge 15.
Une deuxième partie 168 du courant de prélèvement comprimé refroidi est
introduite,
après passage dans une vanne de détente statique 170, en mélange avec le flux
d'alimentation 46 de la première turbine 22 pour former le flux d'alimentation
100 de cette
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turbine 22.
Ainsi, la deuxième partie 168 constitue le deuxième courant de recirculation
selon
l'invention qui est introduit dans la turbine 22 pour y produire des
frigories.
En variante (non représentée), la deuxième partie 168 est introduite dans le
courant
de gaz naturel de charge refroidi 40 en amont du ballon séparateur 18, comme
représenté
sur la figure 3.
Il est ainsi possible de conserver le deuxième compresseur 32, sans modifier
sa taille,
pour une installation de production recevant un gaz plus riche en
hydrocarbures en C2+, sans
dégrader la récupération en éthane.
Une sixième installation selon l'invention 180 est représentée sur la figure
7. Cette
sixième installation 180 est destinée à la mise en oeuvre d'un sixième procédé
selon
l'invention.
Cette sixième installation 180 diffère de la cinquième installation 150 en ce
qu'elle
comprend en outre un quatrième compresseur 182, une deuxième turbine de
détente 132
accouplée au quatrième compresseur 182, et un troisième refroidisseur à air
184.
A la différence du cinquième procédé, le courant de prélèvement 158 est
introduit,
après son passage dans le quatrième échangeur 154, successivement dans le
quatrième
compresseur 182, dans le troisième refroidisseur à air 184 avant d'être
introduit dans le
troisième compresseur 134.
En outre, un courant de dérivation secondaire 186 est prélevé dans la première
partie
162 du courant de prélèvement comprimé refroidi 160 avant son passage dans le
troisième
échangeur 152.
Le courant de dérivation secondaire 186 est ensuite convoyé jusqu'à la
deuxième
turbine de détente 132 pour être détendu jusqu'à une pression inférieure à 25
bars, ce qui
abaisse sa température à moins de - 90`C.
Le courant de dérivation secondaire détendu 188 ainsi formé est introduit en
mélange
dans le courant de prélèvement 158 avant son passage dans le troisième
échangeur 152.
Le débit du courant de dérivation secondaire est inférieur à 75 % du débit du
courant
160 pris à la sortie du quatrième échangeur 154
Il est ainsi possible d'augmenter la teneur en C2+ dans le courant de charge
sans
modifier la puissance consommée par le compresseur 32, ni modifier la
puissance
développée par la première turbine de détente 22, tout en minimisant la
puissance
consommée par le compresseur 134.
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Une septième installation 190 selon l'invention est représentée sur la figure
8. Cette
septième installation est destinée à la mise en oeuvre d'un septième procédé
selon
l'invention.
La septième installation 190 diffère de la deuxième installation 110 par la
présence
d'un troisième échangeur thermique 152, par la présence d'un troisième
compresseur 134 et
d'un deuxième refroidisseur à air 34, et par la présence d'un quatrième
compresseur 182
accouplé à un troisième refroidisseur à air 184. En outre, le quatrième
compresseur 182 est
couplé à une deuxième turbine de détente 132.
Le septième procédé selon l'invention diffère du deuxième procédé selon
l'invention
en ce que le deuxième courant de recirculation est formé par une fraction de
prélèvement
192 prise dans le courant de tête riche en méthane comprimé 86, en aval du
prélèvement du
premier courant de recirculation 88.
La fraction de prélèvement 192 est ensuite convoyée jusqu'au troisième
échangeur
thermique 152, après passage dans une vanne 194 pour former une fraction de
prélèvement
refroidie détendue 196. Cette fraction 196 présente une pression inférieure à
63 bars et une
température inférieure à 40 C.
Le débit de la fraction de prélèvement 192 est inférieur à 1 % du débit du
courant 82
pris à la sortie de la colonne 26.
Le courant de gaz naturel de charge 15 est séparé en un premier flux de charge
191A
convoyé jusqu'au premier échangeur thermique 16 et en un deuxième flux de
charge 191B
convoyé jusqu'au troisième échangeur thermique 152, par contrôle de débit par
la vanne
191C. Les flux de charge 191A, 191B, après leur refroidissement dans les
échangeurs
respectifs 16, 152, sont mélangés entre eux à la sortie des échangeurs
respectifs 16, et 152
pour former le flux de gaz naturel de charge refroidi 40 avant son
introduction dans le ballon
séparateur 18.
Le rapport du débit du flux de charge 191A au débit du flux de charge 191B est
compris entre 0 et 0.5.
La fraction prélevée 196 est introduite dans le premier flux de charge 191A à
la sortie
du premier échangeur 16 avant son mélange avec le deuxième flux de charge
191B.
Un courant de refroidissement secondaire 200 est prélevé dans le courant de
tête
riche en méthane comprimé 86, en aval du prélèvement de la fraction de
prélèvement 192.
Ce courant de refroidissement secondaire 200 est transféré jusqu'à la turbine
de
détente dynamique 132 pour être détendu jusqu'à une pression inférieure à la
pression de la
CA 02814821 2013-04-15
WO 2012/052681 PCT/FR2011/052439
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colonne 26 et fournir des frigories. Le courant de refroidissement secondaire
détendu 202
issu de la turbine 132 est ensuite introduit, à une température inférieure à
40`C dans le
troisième échangeur 152 pour s'y réchauffer par échange thermique avec les
flux 191B et
192 jusqu'à sensiblement la température ambiante.
Puis, le courant de refroidissement secondaire réchauffé 204 est réintroduit
dans le
courant de tête riche en méthane 84 à la sortie du premier échangeur 16, avant
passage
dans le premier compresseur 28.
En outre, une fraction de recompression 206 est prélevée dans le courant de
tête
riche en méthane réchauffé 84 en aval de l'introduction du courant de
refroidissement
secondaire réchauffé 204, puis est passée successivement dans le quatrième
compresseur
182, dans le troisième refroidisseur à air 184, dans le troisième compresseur
134, puis dans
le deuxième refroidisseur à air 34. Cette fraction 208 est ensuite
réintroduite dans le courant
de tête riche en méthane comprimé 86 issu du deuxième compresseur 32, en amont
du
prélèvement du premier courant de recirculation 88.
Le courant riche en méthane comprimé 86 issu du refroidisseur 30 et recevant
la
fraction 208 est avantageusement à température ambiante.
Le septième procédé selon l'invention permet de conserver le compresseur 32 et
la
turbine 22 identiques lorsque la teneur en éthane et celles des hydrocarbures
en C3+ dans le
gaz de charge augmentent, tout en obtenant une récupération d'éthane
supérieure à 99 `)/0.
En outre, le rendement de ce procédé est amélioré par rapport à celui du
sixième
procédé selon l'invention, à teneur en hydrocarbures en C2+ constante. Ceci
est d'autant plus
vrai que la teneur en hydrocarbures en C2+ dans le gaz de charge est
importante.
Dans une variante (non représentée), la fraction légère 42 issue du ballon
séparateur
18 n'est pas divisée. La totalité de cette fraction forme alors le flux
d'alimentation de turbine
46 qui est envoyé vers la première turbine de détente dynamique 22.
