Procédé et installation de production simultanée d'un gaz naturel apte à être liquéfié et d'une coupe de liquides du gaz naturel La présente invention est relative à un procédé de production simul- tanée d'un gaz naturel apte à être liquéfié et d'une coupe de liquides de gaz naturel (LGN) à partir d'un gaz naturel de départ comprenant de l'azote, du méthane, des hydrocarbures en C2 à C5, et des hydrocarbures lourds en C6+, du type comprenant les étapes suivantes : (a) on pré-traite ledit gaz naturel de départ pour obtenir un gaz natu- rel pré-traité ; (b) on refroidit le gaz naturel pré-traité issu de l'étape (a) jusqu'à une température voisine de son point de rosée ; (c) on détend le gaz naturel pré-traité refroidi issu de l'étape (b) et on introduit le gaz naturel détendu dans une unité de récupération des LGN comprenant au moins une colonne de distillation principale, de façon à pro- duire, d'une part, en tête de colonne, un gaz naturel purifié et d'autre part, ladite coupe de LGN ; et (d) on forme ledit gaz naturel apte à être liquéfié à partir du gaz na- turel purifié issu de l'étape (c).

Le procédé de la présente invention s'applique aux installations de production, à partir d'un gaz naturel extrait du sous-sol, de gaz naturel liqué- fié (que l'on désignera par « GNL ») comme produit principal et d'une. coupe de liquides du gaz naturel (que l'on désignera par « LGN ») comme produit secondaire.

Dans la présente invention, on entend par LGN des hydrocarbures en C2+ à C3+ qui peuvent être extraits du gaz naturel. A titre d'exemple, ces LGN peuvent comprendre de l'éthane, du propane, du butane, et des hydrocarbu- res en C5+.

Le GNL produit après extraction des LGN possède un pouvoir calori- fique réduit par rapport à un GNL produit sans extraction des LGN.

Des installations de liquéfaction de gaz naturel connues comportent successivement une unité de production d'un gaz apte à être liquéfié, une unité de liquéfaction proprement dite et une unité de déazotation du GNL.

L'unité de production d'un gaz apte à être liquéfié comprend nécessairement

des moyens d'élimination des hydrocarbures lourds en C6+ qui peuvent cris- talliser lors de la liquéfaction.

Pour produire simultanément du gaz naturel apte à être liquéfié, et des LGN, on peut par exemple utiliser un procédé du type précité, tel que celui décrit dans la demande FR-A-2 817 766.

Un tel procédé possède un rendement thermodynamique optimisé- pour la production d'un gaz naturel à température ambiante et pour l'extraction de LGN.

Par suite, ce procédé ne donne pas entière satisfaction dans le cas où le gaz naturel obtenu doit être liquéfié. En effet, la dépense énergétique nécessaire pour la liquéfaction du gaz naturel obtenu est relativement éle- vée.

L'invention a pour but principal de remédier à cet inconvénient, c'est- à-dire de disposer d'un procédé de production simultanée de GNL et d'une coupe de LGN, plus économique et plus souple que les procédés existants.

A cet effet, l'invention a pour objet un procédé du type précité, carac- térisé en ce l'étape (a) comprend les sous-étapes suivantes : (a1) on refroidit le gaz naturel de départ jusqu'à une température voi- sine de son point de rosée ; (a2) on introduit ledit gaz naturel de départ refroidi issu de l'étape (a1) dans une colonne de distillation auxiliaire qui produit en tête ledit gaz naturel pré-traité, lequel gaz naturel pré-traité ne contient pratiquement plus d'hydrocarbures en C6+, cette première colonne de distillation auxiliaire pro- duisant en outre une coupe d'hydrocarbures lourds essentiellement en C6+.

Le procédé suivant l'invention peut comporter une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, prises isolément ou suivant toutes les combinai- sons possibles : - l'étape (d) comprend les sous-étapes suivantes : (d1) on comprime à une pression de liquéfaction le gaz naturel puri- fié extrait de la tête de ladite colonne principale dans au moins un premier compresseur ; (d2) on refroidit le gaz naturel purifié comprimé issu de l'étape (du), par échange de chaleur avec ledit gaz naturel purifié extrait de la tête de la

colonne principale, dans un premier échangeur de chaleur, pour produire le gaz naturel apte à être liquéfié - l'étape (b) comprend la sous-étape suivante : (b1) on refroidit le gaz naturel pré-traité issu de l'étape (a) par échange de chaleur avec le gaz naturel purifié extrait de la deuxième co- lonne principale dans un deuxième échangeur de chaleur ; l'étape (c) comprend les sous-étapes suivantes : (c1) on introduit le gaz naturel pré-traité refroidi issu de l'étape (b) dans un ballon séparateur pour obtenir un flux liquide et un flux gazeux ; (c2) on détend le flux gazeux issu-de (c1) dans une turbine ac- couplée au premier compresseur ; (c3) on introduit le flux issu de l'étape (c2) dans la colonne princi- pale à un niveau N3 intermédiaire ; (c4) on détend le flux liquide issu de l'étape (c1) et on introduit ce flux liquide détendu dans la colonne principale à un niveau N2 inférieur au niveau N3 ; - dans l'étape (d1), on comprime le gaz naturel purifié comprimé en sortie du premier compresseur dans un deuxième compresseur alimenté par une source d'énergie externe pour atteindre ladite pression de liquéfaction ; - la pression de la colonne de distillation principale est supérieure à 35 bars ; -le gaz naturel apte à être liquéfié comprend en outre une partie du gaz naturel pré-traité directement issu de l'étape (a) ; ' - le procédé comprend une phase de démarrage dans laquelle le gaz naturel apte à être liquéfié est constitué majoritairement ou totalement par le gaz'naturel pré-traité directement issu de l'étape (a), ledit gaz naturel apte à être liquéfié étant relativement enrichi en hydrocarbures de C2 à C5, et le procédé comprend une phase ultérieure de production dans laquelle la partie de gaz naturel pré-traité directement issu de l'étape (a) dans le gaz naturel apte à être liquéfié est ajustée en fonction de la teneur en hydrocar- bures de C2 à C5 désirée dans le gaz naturel apte à être liquéfié ; et - un liquide produit par la colonne auxiliaire est détendu et introduit dans la colonne principale.

L'invention a en outre pour objet une installation de production simul- tanée d'un gaz naturel apte à être liquéfié et d'une coupe de liquides de gaz naturel (LGN) à partir d'un gaz naturel de départ comprenant de l'azote, du méthane, des hydrocarbures en C2 à C5, et des hydrocarbures lourds en C6+ du type comprenant : (a) une unité de pré-traitement dudit gaz naturel de départ pour obte- nir un gaz naturel pré-traité ; (b) des moyens de refroidissement du gaz naturel pré-traité jusqu'à une température voisine de son point de rosée ; (c) une unité de récupération des LGN comprenant des moyens de détente du gaz naturel pré-traité refroidi et comprenant au moins une co- ionne principale de distillation qui produit, d'une part, en tête de colonne, un gaz naturel purifié et d'autre part ladite coupe de LGN ; et (d) des moyens d'amenée du gaz naturel purifié issu de l'étape (c) dans une conduite de gaz naturel apte à être liquéfié ; caractérisée en ce que l'unité de pré-traitement comprend : (a1) des moyens de refroidissement du gaz naturel de départ jusqu'à une température voisine de son point de rosée ; (a2) une colonne de distillation auxiliaire du gaz naturel de départ re- froidi qui produit en tête ledit gaz naturel pré-traité, lequel ne contient prati- quement plus d'hydrocarbures en C6+, cette colonne auxiliaire produisant en outre une coupe d'hydrocarbures lourds essentiellement en C6+.

L'installation suivant l'invention peut comporter ou plusieurs des ca- ractéristiques suivantes, prises isolément ou suivant toutes les combinaisons possibles : - les moyens de formation du gaz naturel apte à être liquéfié comprennent : (d1) des moyens de compression du gaz naturel purifié extrait de la tête de la colonne principale à une pression de liquéfaction, comportant au moins un premier compresseur ; (d2) un premier échangeur de chaleur qui met le gaz naturel purifié comprimé issu desdits moyens de compression en relation d'échange ther- mique avec ledit gaz naturel purifié extrait de la tête de la colonne principale,

ledit gaz naturel purifié comprimé étant refroidi dans ce premier échangeur pour produire le gaz naturel apte à être liquéfié - les moyens de refroidissement du gaz naturel pré-traité compren- nent un deuxième échangeur de chaleur qui met ce gaz en relation d'échange thermique avec ledit gaz naturel purifié extrait de la colonne prin- cipal ; - t'unité de récupération des LNG comprend : (c1) un ballon séparateur du gaz naturel pré-traité refroidi qui pro- duit un flux liquide et un flux gazeux ; (c2) une première turbine de détente dudit flux gazeux accouplée audit premier compresseur ; (c3) des moyens d'introduction du flux gazeux détendu dans la co- lonne principale à un niveau intermédiaire N3 ; (c4) des moyens de détente dudit flux liquide et des moyens d'introduction du flux liquide détendu dans la colonne principale à un niveau N2 inférieur à N3 ; - les moyens de compression du gaz naturel purifié extrait de la tête de la colonne principale comprennent en outre un deuxième compresseur entraîné par une source d'énergie externe et destiné à augmenter la pres- sion du gaz naturel purifié comprimé jusqu'à la pression de liquéfaction ; et - les moyens de formation du gaz naturel purifié comprennent des moyens d'introduction sélective d'une partie réglable du gaz naturel pré- traité directement issu de l'unité de pré-traitement dans une conduite de gaz naturel apte à être liquéfié.

Un exemple de mise en oeuvre de l'invention va maintenant être dé- crit en regard de la Figure unique annexée, qui représente un schéma sy- noptique fonctionnel d'une. installation selon l'invention.

L'installation représentée sur la Figure est relative à la production si- multanée, à partir d'une source 11 de gaz naturel de départ décarbonaté, désulfuré et sec, de GNL 13 comme produit principal et d'une coupe de LGN 15 comme produit secondaire. Cette installation comprend une unité 17 d'élimination des hydrocarbures lourds en C6+, une unité 19 de récupération des LGN, et une unité 21 de liquéfaction.

Dans ce qui suit, on désignera par une même référence un flux de li- quide et la conduite qui le véhicule, et les pressions considérées sont des pressions absolues.

L'unité 17 d'élimination des hydrocarbures lourds comprend succes- sivement, en aval de la source 11, des premier, deuxième et troisième réfri- gérants 25,27, 29, et une première colonne de distillation, ou colonne de distillation auxiliaire 31 équipée d'un condenseur de tête. Ce condenseur comprend, entre la tête de la première colonne 31 et un premier ballon sé- parateur 33, un quatrième réfrigérant 35 d'une part, et une pompe de reflux 37 d'autre part.

L'unité 19 de récupération des LGN comprend des premier, deuxième, et troisième échangeurs de chaleur 41,43, 45, un deuxième bal- Ion séparateur 47, une deuxième colonne de distillation, ou colonne de distil- lation principale 49, une première turbine 51 accouplée à un premier com- presseur 53, un deuxième compresseur 55 entraîné par une source d'énergie externe 56, un cinquième réfrigérant 57 et une pompe 59 d'extraction des LGN.

L'unité 21 de liquéfaction de gaz naturel comprend des quatrième et cinquième échangeurs de chaleur 65,67 refroidis par un cycle frigorifique 69.

Ce cycle 69 comprend un compresseur 73 à trois étages 73A, 73B, 73C, muni de premier et second réfrigérants intermédiaires 75A et 75B et d'un réfrigérant de sortie 75C, quatre réfrigérants 77A à 77D en série, un troisième ballon séparateur 79 et des première et seconde turbines hydrau- liques 81 et 83.

Un exemple de mise en oeuvre du procédé selon l'invention va main- tenant être décrit.

La composition molaire initiale du flux 101 de gaz naturel de départ décarbonaté, désulfuré et sec comprend 3, 90% d'azote, 87,03% de mé- thane, 5,50% d'éthane, 2,00% de propane, 0,34% d'iso butane, 0,54% de n- butane, 0,18 % d'iso pentane, 0,15% de n-pentane, 0,31% d'hydrocarbures en C6, 0,03% d'hydrocarbures en C7 et 0, 02% d'hydrocarbures en C8.

Ce gaz 101 est successivement refroidi dans les premier, deuxième et troisième réfrigérants 25,27, 29 pour former le gaz naturel de départ re- froidi 103. Ce gaz 103 est ensuite introduit dans la colonne de distillation 31.

Cette colonne 31 produit en pied une coupe 105 d'hydrocarbures lourds en C6+. Cette coupe 105 est détendue dans une vanne de détente 106 pour produire un flux 107 d'hydrocarbures lourds détendu, qui est intro- duit dans la deuxième colonne de distillation 49 à un niveau N1 inférieur.

Par ailleurs, la première colonne 31 produit en tête un flux 109 de gaz pré-traité. Ce flux 109 est refroidi et partiellement condensé dans le qua- trième réfrigérant 35, puis introduit dans le premier ballon séparateur 33, où . s'effectue la séparation entre une phase gazeuse constituant le gaz naturel pré-traité 111 et une phase liquide constituant un liquide de reflux 112, le- quel est retourné en reflux dans la colonne de purification par la pompe de reflux 37.

La composition molaire du flux de gaz prétraité 111 comprend 3,9783% d'azote, 88. 2036% de méthane, 5.3622% d'éthane, 1.7550% de propane, 0. 2488% d'iso butane, 0.3465% de n-butane, 0.0616 % d'iso pen- tane, 0. 0384% de n-pentane, 0,0057% d'hydrocarbures en Ce.

Dans ce flux 111, les hydrocarbures en C6+ sont sensiblement élimi- nés.

Le flux de gaz naturel pré-traité 111 est ensuite partagé en un courant 113 d'alimentation de l'unité 19 de récupération de LNG et un courant 115 d'alimentation de l'unité 21 de liquéfaction de gaz. La répartition entre ces deux courants est choisie par la commande de deux vannes de réglage res- pectives 114 et 116.

Le courant 113 introduit dans l'unité 19 de récupération est refroidi dans le deuxième échangeur de chaleur 43 pour donner un flux diphasique 117 de gaz naturel pré-traité refroidi. Ce flux 117 est introduit dans le deuxième ballon séparateur 47, qui produit un flux de vapeur 119 et un flux de liquide 121. Le flux de liquide 121 est détendu dans une vanne de dé- tente 123, puis introduit dans la colonne 49 à un niveau N2 supérieur au ni- veau N1.

Le flux de vapeur 119 est séparé en une fraction majoritaire 125 et une fraction minoritaire 127.

La fraction majoritaire 125 est détendue dans la turbine 51. pour don- ner une fraction principale détendue 129, qui est introduite à un niveau N3 supérieur au niveau N2 dans la colonne 49.

La fraction minoritaire 127 est refroidie dans le troisième échangeur de chaleur 45, détendue dans une vanne de détente 131 puis introduite à un niveau N4 supérieur de la colonne de distillation 49. Le niveau N4 est supé- rieur au niveau N3.

La colonne 49 est par ailleurs équipée d'un rebouilleur intermédiaire 141. Un courant de reboùilleur 143 est extrait de cette colonne à un niveau N1a inférieur à N2 et supérieur à N1. Ce courant est réchauffé dans le deuxième échangeur de chaleur 43 et réintroduit dans la deuxième colonne 49 à un niveau N1b compris entre le niveau N1a et le niveau N1.

La coupe 15 de LGN est extraite de la cuve de la colonne de distilla- tion 49 par la pompe 59. En outre, un rebouilleur de cuve 145 est monté sur la colonne 49 pour ajuster le rapport molaire des hydrocarbures en Cl par rapport aux hydrocarbures en C2 de la coupe de LGN 15. Ce rapport est pré- férentiellement inférieur à 0, 02.

Ainsi, cette coupe de LGN 15 comprend 0,3688% de méthane, 36,8810% d'éthane, 33, 8344% de propane, 6,1957% d'iso butane, 9,9267% de n-butane, 3,3354% d'iso pentane, 2,7808% de n-pentane, 5,7498% d'hydrocarbures en C6, 0,5564% d'hydrocarbures en C7, 0,3710% d'hydrocarbures en C8.

Les taux d'extraction respectifs de l'éthane, du propane, et des hy- drocarbures en C4+ sont 36,15%, 91, 21%, et 99,3%. Ainsi, par le procédé selon l'invention, le taux de récupération d'éthane est supérieur à 30%. Le taux de récupération de propane est supérieur à 80% et est préférentielle- ment supérieur à 90%. Le taux de récupération des hydrocarbures en C4+ est supérieur à 90% et est préférentiellement supérieur à 95%.

Un flux 151 de gaz naturel purifié est extrait en tête de la colonne 49.

Ce flux 151 est réchauffé successivement dans l'échangeur de chaleur 45, dans l'échangeur de chaleur 43 puis dans l'échangeur de chaleur 41. On

remarque qu'aucune source de froid extérieure n'est nécessaire pour le fonctionnement de l'unité 19 de récupération des LNG.

Le flux gazeux réchauffé 153 issu de l'échangeur 41 est alors com- primé successivement dans le premier compresseur 51 puis dans le deuxième compresseur 55 pour produire un flux gazeux 155, à la pression de liquéfaction.

Ce flux 155 est refroidi dans le cinquième réfrigérant 57 puis dans le premier échangeur de chaleur 41 pour donner un flux 157 de gaz purifié re- froidi. Le flux 157 est mélangé au courant d'alimentation 115 de l'unité de liquéfaction de gaz, extrait de l'unité 17 d'élimination des hydrocarbures en lourds en C6+. Ce flux 157 et ce courant 115 ont des températures et des pressions sensiblement égales et forment le flux 161 de gaz naturel apte à être à liquéfier.

La composition molaire de ce flux 161 de gaz naturel apte à être li- quéfié comprend 4, 1221% d'azote, 91,9686% de méthane, 3, 7118% d'éthane, 0,1858% de propane, 0,0063% d'iso butane, 0, 0051% de n-butane et 0,0003% d'hydrocarbures en C5+.

Le flux 161 de gaz naturel apte à être liquéfié est ensuite refroidi suc- cessivement dans les quatrième et cinquième échangeurs de chaleur 65, 67 pour produire le flux de GNL 13. Ce flux de GNL 13 subit ensuite une dans une unité 165.

La réfrigération dans les quatrième et cinquième échangeurs de cha- leur 65,67 est fournie par un flux 201 de mélange réfrigérant. Ce flux 201, partiellement liquéfié dans le quatrième réfrigérant 77D, est introduit dans le ballon séparateur 71 et séparé en une phase vapeur 201 et une phase li- quide 203.

Les compositions molaires de ce flux 201 et des phases liquide et va- peur 203 et 205 sont les suivantes : Flux 201 (%) Flux 203 (%) Flux 205 (%) N2 4.0 10.18 1.94 C1 42. 4 67.90 33.90 C2 42. 6 20.18 50.07 C3 11.0 1. 74 14.09

La phase vapeur 203 est liquéfiée dans l'échangeur de chaleur 65 pour donner un flux liquide qui est ensuite sous-refroidi dans le cinquième échangeur de chaleur 67 pour donner un flux liquide 207 sous-refroidi.

Ce flux liquide sous-refroidi 207 est détendu dans la première turbine hydraulique 81, puis dans une vanne de détente 208, pour donner un pre- mier flux de réfrigération 209. Ce flux 209 se vaporise dans l'échangeur de chaleur 67 et permet de liquéfier le gaz 161.

La phase liquide 205 est sous-refroidie dans l'échangeur 65 pour donner un flux sous-refroidi qui, à son tour, est détendu dans la deuxième turbine hydraulique 83 puis dans une vanne de détente 210, pour donner un second flux de réfrigérant 211. Les flux 209 et 211 sont mélangés pour don- ner un flux combiné 213 qui est vaporisé dans l'échangeur 65. Cette vapori- sation refroidit le flux 161 et condense la phase vapeur 203 du flux de mé- lange réfrigérant 201. Le flux de mélange 213 est ensuite comprimé dans le compresseur 77, dont les caractéristiques sont données dans le tableau ci- dessous, pour obtenir un flux de mélange 215 comprimé. Compresseur 73A 73B 73C Température d'aspiration (°C) ~ 37 44 34 34 Température de refoulement (°C) 67.25 68.70 68.15 Pression d'aspiration (bars) 3.65 18.30 29.70 Pression de refoulement (bars) 18.70 30.00 47.61 Rendement polytropique (%) 82 82 82 Puissance (kW) 74109 24396 21882

Ce flux de mélange comprimé 215 est alors successivement refroidi dans les quatre réfrigérants en série 81 pour former le flux 201.

Les premier, deuxième, troisième et quatrième réfrigérants 25,27, 29, 35 de refroidissement du gaz naturel de départ d'une part, et les quatre ré- frigérants 77A à 77D de refroidissement du flux. de mélange 201 d'autre part, utilisent le même cycle frigorifique au propane (non représenté). Ce cycle comporte les quatre étages de vaporisation suivants : 6, 7°C et 7,92 bars, 0°C et 4,76 bars,-20°C et 2,44 bars,-36°C et 1,30 bar.

A titre d'exemple, une modélisation des températures, pressions et débits de l'installation en fonctionnement représentée sur la Figure est don- née dans le tableau ci-dessous. Flux Température Pression Débit (%) (bar) (kg/h) 13-148 58.9 809567 15 78 43.2 123436 101 23 62,0 933003 103-18 61, 1 933003 105-18 61, 1 49888 107-23 39,8 49888 111-34 60,8 883115 113-34 60,8 883115 115 0 117-47 60,1 883115 123-59 39,8 36469 129-66 39,8 675718 131-86 39,8 1780. 92 143-48 39,6 124894 151.-76 39,5 809567 153 32 38,8 809567 155 74 61,5 809567 157-34,6 60,1 809567 161-34,6 60,1 809567 201-34 46,1 1510738 207-148 44,9 303816 209-154 4,2 303816 211-130 4,1 1206922 213-128 4, 1 1510738 215 34 47,6 1510738

Comme illustré dans cet exemple, la pression de la colonne de distil- lation 31 est préférentiellement comprise entre 45 et 65 bars. Préférentielle- ment, la pression dans la seconde colonne est supérieure à 35 bars.

Il est ainsi possible d'optimiser le fonctionnement de chacune des co- lonnes pour favoriser d'une part, l'extraction d'hydrocarbures en C6+ dans la colonne 31 et d'autre part, l'extraction d'éthane et de propane dans la co- lonne 49.

Par ailleurs, le flux de gaz purifié 157 et le courant d'alimentation de l'unité de liquéfaction de gaz 115 sont produits à une pression supérieure à 55 bars.

Ce procédé permet ainsi de réaliser des gains d'énergie comme illus- tré dans le tableau ci-dessous, où les puissances consommées dans une installation de référence dépourvue de colonne auxiliaire 31 et dans une ins- tallation selon l'invention sont comparées.

Plus précisément, d'ans l'installation de référence, le flux de gaz natu- rel de départ 101 est directement amené dans l'unité 19 d'extraction des LNG et les réfrigérants 25,27, 29 et 35 qui utilisent le cycle au propane ser- vent également à pré-refroidir le flux gazeux à la pression de liquéfaction 155, contrairement à l'installation selon l'invention où l'échangeur 41 est uti- lisé pour effectuer ce pré-refroidissement. Procédé de référence Procédé suivant l'invention Compresseur 73 de réfrigérant (kW) 119460 120387 en mélange Compresseur (non représenté) (kW) 69700 72174 de propane réfrigérant Compresseur 55 de gaz traité (kW) 20650 14964 Total (kW) 209810 207525 Ainsi, l'installation selon l'invention permet de produire simultanément du GNL 13 et une coupe de LGN 15 avec une économie de 2285 kW par rapport à l'installation de référence.

Par ailleurs, lors du démarrage de l'installation selon l'invention, la to- talité du flux de gaz naturel pré-traité 111 sortant de l'unité 17 d'élimination des hydrocarbures lourds est dirigée directement vers l'unité de liquéfaction 21 par le courant d'alimentation 115. Le GNL produit possède alors un pou- voir calorifique relativement élevé. L'unité 19 de récupération des LGN est ensuite démarrée progressivement, sans affecter la productivité de l'unité de liquéfaction 21. Le pouvoir calorifique du GNL produit est ensuite ajusté par les débits relatifs des courants d'alimentation 113 de l'unité de récupération de LNG et 115 de l'unité de liquéfaction de gaz.

De même, en cas d'incident dans l'unité 19 de récupération de LNG, la totalité du flux de gaz naturel pré-traité 111 sortant de l'unité d'élimination des hydrocarbures lourds 17 est dirigée directement vers l'unité de liquéfâc- tion 21 par le courant d'alimentation 115.

En variante, l'unité de récupération de LNG peut comprendre une troisième colonne de distillation montée en aval de la deuxième colonne de distillation et qui fonctionne à une pression inférieure ou supérieure à cette deuxième colonne. Cette troisième colonne permet d'enrichir les LGN en un composant particulier comme le propane. Un exemple d'une telle unité est décrit dans EP-A-0 535 752.

Grâce à l'invention qui vient d'être décrite, il est possible de disposer d'une installation qui produit simultanément du GNL et des LGN de manière économique et flexible en disposant de taux élevés d'extraction pour les hy- drocarbures en C2 à C5. La consommation d'énergie est significativement réduite, de manière surprenante, par l'insertion d'une colonne de distillation auxiliaire en amont de l'unité de récupération des LNG et par l'introduction dans cette unité de la fraction de tête de cette colonne.

La productivité d'une telle installation est accrue par la possibilité de diriger au moins une partie de cette fraction de tête directement vers l'unité de liquéfaction, notamment lors des phases de démarrage de l'installation ou en cas de panne dans l'unité de récupération de LNG Par ailleurs, cette installation permet de produire des GNL dont on peut ajuster le pouvoir calorifique.