La présente invention concerne un procédé de production simultanée d'un gaz naturel traité, d'une coupe riche en hydrocarbures en C ₃ ⁺ , et dans au moins certaines conditions de production, d'un courant riche en éthane, à partir d'un courant de gaz naturel de départ contenant du méthane, de l'éthane et des hydrocarbures en C ₃ ⁺ , le procédé comprenant les étapes suivantes :

- refroidissement et condensation partielle du courant de gaz naturel de départ dans au moins un premier échangeur thermique amont pour former un courant de départ refroidi ;

- séparation du courant de gaz de départ refroidi en un flux liquide et en un flux gazeux ;

- détente du flux liquide, et introduction d'un courant issu du flux liquide dans une colonne de récupération des hydrocarbures en C ₂ ⁺ à un premier niveau intermédiaire ;

- formation d'un courant d'alimentation de turbine à partir du flux gazeux ;

- détente du courant d'alimentation dans une turbine de détente dynamique et introduction dans la colonne de récupération à un deuxième niveau intermédiaire ;

- récupération et compression d'au moins une partie du courant de tête de la colonne de récupération pour former le gaz naturel et récupération du courant de pied de la colonne de récupération pour former un courant liquide riche en hydrocarbures en C ₂ ⁺ ;

- introduction du courant liquide à un niveau d'alimentation d'une colonne de fractionnement munie d'un condenseur de tête, le courant riche en éthane étant produit, dans les dites conditions de production, à partir d'un courant issu de la colonne de fractionnement, la colonne de fractionnement produisant un courant de pied destiné à former au moins en partie la coupe d'hydrocarbures en C ₃ ⁺ ;

- introduction d'un courant de reflux primaire produit dans le condenseur de tête en reflux dans la colonne de fractionnement ;

- production d'un courant de reflux secondaire à partir du condenseur de tête et introduction du courant de reflux secondaire en tête de la colonne de récupération.

Un tel procédé est destiné à traiter un courant de gaz naturel pour en extraire au moins les hydrocarbures en C ₃ ⁺ , afin de récupérer des liquides du gaz naturel et une quantité ajustable d'hydrocarbures en C ₂ .

Les hydrocarbures en C ₂ et C ₃ ⁺ sont extraits du gaz naturel de départ afin d'éviter la condensation au cours du transport et/ou de la manipulation du gaz. Cette condensation peut conduire à la production de bouchons liquides dans les installations de transport, ce qui est préjudiciable à la production. En outre, ces hydrocarbures peuvent être commercialisés avec une valeur marchande significative, ce qui contribue à la rentabilité des installations.

Par suite, des procédés ont été mis au point pour extraire simultanément la quasi- totalité des hydrocarbures en C ₃ ⁺ présents dans le gaz naturel de départ, et une proportion élevée de l'éthane présent dans le gaz de départ.

Toutefois, la demande en éthane sur le marché est très fluctuante, alors que celle des coupes d'hydrocarbures en C ₃ ⁺ est relativement constante et bien valorisée.

Dans certains cas, il est donc nécessaire de diminuer la production d'éthane dans le procédé, en réduisant le taux d'extraction de ce composé dans la colonne de récupération. Dans ce cas, le taux d'extraction des hydrocarbures en C ₃ ⁺ diminue également, ce qui réduit la rentabilité de l'installation.

Pour pallier ce problème, il est connu de prévoir des installations doubles, c'est-à- dire comprenant une unité secondaire optimisée pour la production d'hydrocarbures en C ₃ ⁺ lorsque l'extraction d'éthane est nulle. Une telle unité secondaire est onéreuse à opérer et à maintenir.

Le brevet US 7 458 232 divulgue une solution à ce problème, en proposant un procédé qui garantit une extraction optimisée des hydrocarbures en C ₃ ⁺ , généralement supérieure à 99%, et qui atteint néanmoins des récupérations en éthane flexibles, comprises par exemple entre 2% et 85%, en fonction de la composition du gaz de charge.

Le procédé décrit dans US 7 458 232 est donc particulièrement efficace et reste très flexible. Toutefois, lorsque le taux d'extraction d'éthane augmente, la consommation d'énergie résultant de l'utilisation des compresseurs augmente également. Une amélioration du rendement de l'installation, notamment pour des taux de récupération d'éthane élevés, est donc toujours souhaitable.

Un but de l'invention est d'obtenir un procédé qui permet d'obtenir de manière flexible des taux d'extraction d'éthane pouvant aller jusqu'à 85 %, tout en réduisant notablement la consommation énergétique de l'installation.

A cet effet, l'invention a pour objet une installation du type précité, caractérisé en ce que le procédé comporte les étapes suivantes :

- prélèvement d'un courant de recyclage dans le courant de tête issu de la colonne de récupération ;

- mise en relation d'échange thermique du courant de recyclage avec au moins une partie du courant de tête issu de la colonne de récupération,

- réintroduction, après détente, du courant de recyclage refroidi et détendu, dans la colonne de récupération ; le procédé comportant le prélèvement dans le fond de la colonne de récupération d'au moins un courant de rebouillage de fond, et la mise en relation d'échange thermique du courant de rebouillage de fond avec au moins une partie du gaz naturel de départ ou/et avec le courant de recyclage, le rebouillage de fond étant assuré par les calories prélevées dans le courant de gaz naturel de départ ou/et dans le courant de recyclage.

Le procédé selon l'invention peut comprendre une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, prises isolément ou suivant toutes combinaisons techniquement possibles :

- au moins une partie du courant de tête de la colonne de récupération et le courant de recyclage sont placés en relation d'échange thermique avec le courant de gaz naturel de départ et avec le courant de rebouillage de fond ;

- le courant de recyclage issu du premier échangeur thermique amont, le courant de reflux secondaire issu du condenseur de tête , et le courant de tête provenant de la colonne de récupération sont mis en relation d'échange thermique dans un premier échangeur thermique de tête ;

- au moins un courant de rebouillage latéral est prélevé au-dessus du courant de rebouillage de fond, le ou chaque courant de rebouillage latéral étant placé en relation d'échange thermique avec au moins une partie du courant de gaz naturel de départ ;

- le courant riche en éthane est soutiré à partir d'un niveau intermédiaire de la colonne de fractionnement situé au-dessus du niveau d'alimentation de la colonne, et en dessous du niveau de tête de la colonne de fractionnement ;

- il comporte les étapes suivantes :

• séparation du courant de gaz naturel de départ en un premier courant de départ et en un deuxième courant de départ ;

· introduction du premier courant de départ dans le premier échangeur thermique amont ;

• introduction d'au moins une partie du deuxième courant de départ dans une turbine de détente dynamique auxiliaire pour former un courant de reflux auxiliaire à partir de l'effluent issu de la turbine auxiliaire ;

· introduction du courant de reflux auxiliaire dans la colonne de récupération ;

- au moins une partie du courant de recyclage est comprimée dans un compresseur auxiliaire couplé à la turbine auxiliaire ;

- au moins une partie du courant de tête est comprimée dans un compresseur auxiliaire couplé à la turbine auxiliaire, avantageusement entre un premier compresseur couplé à la première turbine et un deuxième compresseur, - il comporte une étape de compression d'au moins une partie du courant de tête dans un premier compresseur accouplé à la première turbine, puis une étape de compression du courant de tête partiellement comprimé dans un deuxième compresseur, le courant de recyclage étant prélevé en aval du deuxième compresseur.

- au moins un courant de recyclage secondaire est prélevé dans le courant de recyclage, le courant de recyclage secondaire étant introduit dans une turbine de détente secondaire avant d'être réintroduit dans le courant de tête, avantageusement en amont d'un passage du courant de tête dans le premier échangeur thermique amont ;

- le courant de reflux secondaire est constitué d'un liquide, d'un gaz, ou d'un mélange de liquide et de gaz provenant du condenseur de tête de la colonne de fractionnement ;

- il comporte le prélèvement, dans le courant de recyclage, d'un courant de dérivation, le courant de dérivation étant réintroduit dans un courant situé en amont de la première turbine de détente dynamique ;

- le flux liquide issu du premier ballon séparateur amont est détendu et est introduit dans un deuxième ballon séparateur amont pour former une fraction liquide et une fraction gazeuse,

la fraction liquide étant introduite après détente au premier niveau intermédiaire de la colonne de récupération, la fraction gazeuse étant introduite à un niveau supérieur de la colonne de récupération, situé au-dessus du niveau intermédiaire,

le flux liquide issu du premier ballon séparateur amont étant avantageusement placé en relation d'échange thermique avec le courant de gaz naturel de départ pour être réchauffé avant d'être introduit dans le deuxième ballon séparateur amont ;

- il comporte la mise en relation d'échange thermique du courant de pied issu de la colonne de récupération avec le courant de gaz naturel de départ et avec le courant de rebouillage de fond dans le premier échangeur thermique amont avant son introduction dans la colonne de fractionnement ;

- le flux gazeux issu du premier ballon séparateur est séparé en le courant d'alimentation et en un courant de reflux, le courant d'alimentation étant destiné à alimenter la turbine de détente dynamique, le courant de reflux étant introduit, après refroidissement, condensation partielle ou totale, et détente dans une vanne, en reflux dans la colonne de récupération ;

- il comporte une étape de compression du courant de pied issu de la colonne de récupération dans une pompe, avant son introduction dans la colonne de fractionnement - le procédé comporte une étape de refroidissement du courant de reflux secondaire par échange thermique avec au moins une partie du courant de tête de la colonne de récupération.

L'invention a également pour objet une installation de production simultanée d'un gaz naturel traité, d'une coupe riche en hydrocarbures en C ₃ ⁺ , et dans au moins certaines conditions de production, d'un courant riche en éthane, à partir d'un courant de gaz naturel de départ contenant du méthane, de l'éthane et des hydrocarbures C ₃ ⁺ , l'installation comprenant :

- un ensemble de refroidissement et de condensation partielle du courant de gaz naturel de départ comprenant au moins un premier échangeur thermique amont pour former un courant de départ refroidi ;

- un ensemble de séparation du courant de départ refroidi en un flux liquide et en un flux gazeux ;

- une colonne de récupération des hydrocarbures en C ₂ ⁺

- un ensemble de détente du flux liquide, et d'introduction d'un courant issu du flux liquide dans la colonne de récupération à un premier niveau intermédiaire ;

- un ensemble de formation d'un courant d'alimentation de turbine à partir du flux gazeux ;

- un ensemble de détente du courant d'alimentation comprenant une turbine de détente dynamique et un ensemble d'introduction du courant d'alimentation détendu dans la colonne de récupération à un deuxième niveau intermédiaire ;

- un ensemble de récupération et de compression d'au moins une partie du courant de tête de la colonne de récupération pour former le gaz naturel et un ensemble de récupération du courant de pied de la colonne de récupération pour former un courant liquide riche en hydrocarbures en C ₂ ⁺ ;

- une colonne de fractionnement munie d'un condenseur de tête,

- un ensemble d'introduction du courant liquide à un niveau d'alimentation de la colonne de fractionnement, le courant riche en éthane étant propre à être produit, dans les dites conditions de production, à partir d'un courant issu de la colonne de fractionnement, la colonne de fractionnement étant apte à produire un courant de pied destiné à former, au moins en partie la coupe d'hydrocarbures en C ₃ ⁺ ;

- un ensemble d'introduction d'un courant de reflux primaire produit dans le condenseur de tête en reflux dans la colonne de fractionnement ;

- un ensemble de production d'un courant de reflux secondaire à partir du condenseur de tête et un ensemble d'introduction du courant de reflux secondaire en tête de la colonne de récupération, caractérisée en ce que l'installation comporte :

- un ensemble de prélèvement d'un courant de recyclage dans le courant de tête de la colonne de récupération;

- un ensemble de mise en relation d'échange thermique du courant de recyclage avec au moins une partie du courant de tête issu de la colonne de récupération,

- un ensemble de réintroduction, après détente, du courant de recyclage dans la colonne de récupération, l'installation comportant en outre un ensemble de prélèvement dans le fond de la colonne de récupération d'au moins un courant de rebouillage de fond, et un ensemble de mise en relation d'échange thermique du courant de rebouillage de fond avec au moins une partie du gaz naturel de départ ou/et avec le courant de recyclage, le rebouillage étant propre à être assuré par les calories prélevées dans le courant de gaz naturel de départ ou/et dans le courant de recyclage.

L'installation selon l'invention peut comprendre l'une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, prises isolément ou suivant toutes combinaisons techniquement possibles :

- elle comporte un premier échangeur thermique amont propre à mettre en relation d'échange thermique au moins une partie du courant de gaz naturel de départ, le courant de rebouillage de fond, éventuellement des courants de rebouillage latéral, au moins une partie du courant de tête et le courant de recyclage ;

- elle comporte un premier échangeur thermique amont propre à mettre en relation d'échange thermique une première partie du courant de gaz naturel de départ, avec au moins une partie du courant de tête, un deuxième échangeur thermique amont, distinct du premier échangeur thermique amont, propre à mettre en relation d'échange thermique une deuxième partie du courant de gaz de départ avec le courant de rebouillage de fond issu de la colonne de récupération, et un troisième échangeur thermique amont distinct du premier échangeur thermique amont et du deuxième échangeur thermique amont, le troisième échangeur thermique amont étant propre à mettre en relation d'échange thermique au moins une partie du courant de recyclage avec au moins une partie du courant de tête, l'installation comportant avantageusement un compresseur d'appoint propre à comprimer la partie du courant de recyclage destinée à être introduite dans le troisième échangeur thermique amont ;

- l'installation comprend un premier échangeur thermique de tête, propre à placer en relation d'échange thermique au moins une partie du courant de tête, éventuellement le courant de reflux, et le courant de reflux secondaire ; - l'installation comprend un deuxième échangeur thermique de tête, distinct du premier échangeur thermique de tête, et propre à mettre en relation d'échange thermique une deuxième partie du courant de tête et le courant de recyclage.

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 fonctionnel d'une première installation de mise en œuvre d'un premier procédé selon l'invention,

- la figure 2 est un schéma analogue à la figure 1 d'une deuxième installation pour la mise en œuvre d'un deuxième procédé selon l'invention ;

- la figure 3 est un schéma analogue à la figure 1 d'une troisième installation pour la mise en œuvre d'un troisième procédé selon l'invention ;

- la figure 4 est un schéma analogue à la figure 1 d'une quatrième installation pour la mise en œuvre d'un quatrième procédé selon l'invention ;

- la figure 5 est un schéma analogue à la figure 1 d'une cinquième installation pour la mise en œuvre d'un cinquième procédé selon l'invention ;

- la figure 6 est un schéma analogue à la figure 1 d'une sixième installation, pour la mise en œuvre d'un sixième procédé selon l'invention, la sixième installation résultant d'un dégoulottage d'une installation existante.

La première installation 1 1 selon l'invention, représentée sur la Figure 1 , est destinée à la production simultanée, à partir d'un courant 13 de gaz naturel de départ, désulfuré, sec, et au moins partiellement décarbonaté, d'un gaz naturel traité 15 comme produit principal, d'une coupe 17 d'hydrocarbures en C ₃ ⁺ , et d'un courant 19 riche en éthane, de débit réglable.

Le terme « au moins partiellement décarbonaté » signifie que la teneur en dioxyde de carbone dans le courant de gaz naturel de départ 13 est avantageusement inférieure ou égale à 50 ppm lorsque le gaz naturel traité 15 doit être liquéfié. Cette teneur est avantageusement inférieure à 3% lorsque le gaz naturel traité 15 est envoyé directement à un réseau de distribution de gaz.

De même, la teneur en eau est inférieure à 1 ppm, avantageusement inférieure à

0,1 ppm.

L'installation 1 1 comprend une unité 21 de récupération des hydrocarbures en C ₂ ⁺ , et une unité 23 de fractionnement des hydrocarbures en C ₂ ⁺ .

Dans tout ce qui suit, on désignera par une même référence un flux de liquide et la conduite qui le véhicule, les pressions considérées sont des pressions absolues, et les pourcentages considérés sont des pourcentages molaires. L'unité 21 de récupération des hydrocarbures en C ₂ ⁺ comprend successivement, un premier échangeur thermique amont 25, un premier ballon séparateur amont 27, une première turbine amont 29, couplée à un premier compresseur 31 , un premier échangeur thermique 33 de tête, et une colonne 35 de récupération munie d'au moins un circuit 37, 39 de rebouillage latéral et d'un circuit 41 de rebouillage de fond.

Dans cet exemple, la colonne 35 est munie de deux circuits de rebouillage latéral

37, 39.

L'unité 21 comprend en outre un deuxième compresseur 43 entraîné par une source d'énergie externe et un premier réfrigérant 45 placé en aval du deuxième compresseur 43. L'unité 21 comprend également une pompe 47 de fond de colonne.

L'unité de fractionnement 23 comprend une colonne de fractionnement 61 . La colonne 61 comporte, en tête, un condenseur de tête 63, et en pied, un rebouilleur 65.

Le condenseur de tête 63 comprend un deuxième réfrigérant 67 et un premier ballon séparateur aval 69 associé à une pompe de reflux 71 .

Un premier procédé selon l'invention mis en œuvre à l'aide de l'installation 1 1 va maintenant être décrit.

Un exemple de composition molaire initiale du courant 13 de gaz naturel de départ désulfuré, sec, et au moins partiellement décarbonaté, est donné dans le tableau ci- dessous.

Plus généralement, la fraction molaire en méthane dans le courant 13 de gaz naturel de départ est comprise 75% et 90%, la fraction molaire en hydrocarbures en C ₂ ⁺ est comprise entre 5% et 15%, et la fraction molaire en hydrocarbures en C ₃ ⁺ est comprise entre 1 % et 8%.

Le débit de charge à traiter est par exemple de l'ordre de 38000 Kmol/h.

Le courant de gaz naturel de départ 13 présente une température voisine de la température ambiante et notamment sensiblement égale à 20 ^, et une pression notamment supérieure à 35 bars.

Dans un exemple particulier, le courant de gaz naturel 13 présente une température de 20 °C et une pression de 50 bars absolus.

Dans l'installation représentée sur la figure 1 , le courant de gaz naturel de départ 13 est refroidi et au moins partiellement condensé dans le premier échangeur thermique amont 25 pour former un courant de départ refroidi 1 13.

Le courant de départ refroidi 1 13 est introduit dans le premier ballon séparateur amont 27 dans lequel s'effectue une séparation entre une phase gazeuse 1 15 et une phase liquide 1 17.

La phase liquide 1 17 forme, après passage dans une vanne de détente 1 19, une phase mixte détendue 120 qui est introduite à un premier niveau intermédiaire N1 de la colonne de récupération 35, situé dans la région supérieure de la colonne, au-dessus des circuits de rebouillage latéral 37 et 39.

Par « niveau intermédiaire », on entend un emplacement comportant des moyens de distillation au-dessus et au-dessous de ce niveau.

La fraction gazeuse 1 15 est séparée en un courant d'alimentation 121 et un courant de reflux 123.

Avantageusement, le débit molaire du courant d'alimentation 121 est supérieur au débit molaire du courant de reflux 123.

Le courant d'alimentation 121 est détendu dans la turbine 29 jusqu'à une pression proche de celle de la colonne 35 pour donner un courant d'alimentation détendu 125. Le courant 125 est introduit dans la colonne de récupération 35 à un deuxième niveau intermédiaire N2, situé au-dessus du premier niveau intermédiaire N1 .

Le courant de reflux 123 est partiellement ou totalement condensé dans le premier échangeur thermique de tête 33, puis est détendu dans une vanne de détente 127, pour former un courant de reflux détendu 128. Ce courant 128 est introduit dans la colonne de récupération 35 à un troisième niveau intermédiaire N3, situé au-dessus du niveau intermédiaire N2.

La pression de la colonne de récupération 35 est par exemple comprise entre 12 et 40 bars. La colonne de récupération 35 produit un courant de tête 131 , qui est réchauffé dans le premier échangeur thermique de tête 33 par échange thermique avec le courant de reflux 123 pour former un courant de tête partiellement réchauffé 139.

Le courant 139 est à nouveau réchauffé dans le premier échangeur thermique amont 25 par échange thermique avec le courant de gaz naturel de départ 13 pour former un courant de tête réchauffé 140.

Le courant de tête réchauffé 140 est ensuite comprimé dans le premier compresseur 31 , puis dans le deuxième compresseur 43, pour former un courant de tête comprimé 141 . La pression du courant 141 est supérieure à 25 bars, par exemple égale à 50 bars. Le courant 141 est ensuite refroidi dans le premier réfrigérant 45 pour former le gaz naturel traité 15.

Selon l'invention, un courant de recyclage 152 est prélevé dans le courant de tête issu de la colonne 35. Dans l'exemple représenté sur la figure 1 , le courant de recyclage 152 est prélevé dans le courant de tête réchauffé comprimé 141 , après son refroidissement dans le premier réfrigérant 45.

Le rapport du débit molaire du courant de recyclage 152, par rapport au débit molaire du courant de tête 131 issu de la colonne de récupération 35 est compris entre 0% et 25%.

Le courant de recyclage 152 est ensuite introduit dans le premier échangeur thermique amont 25 pour y être refroidi par échange thermique avec au moins une partie du courant de tête 131 . Dans cet exemple, le courant 152 est placé en relation d'échange thermique avec le courant de tête partiellement réchauffé 139 issu de l'échangeur thermique de tête 33, pour former un courant de recyclage 154 partiellement refroidi.

Le courant 154 est ensuite introduit dans l'échangeur thermique de tête 33, pour y être refroidi par échange thermique avec le courant de tête 131 , et former, après détente dans une vanne 156, un courant de recyclage refroidi 155.

Le courant de recyclage refroidi 155 est introduit dans la colonne de récupération 35 à un niveau N5 situé au dessus du niveau N3, correspondant avantageusement au premier étage en partant du haut de la colonne 35.

Le gaz traité 15 contient dans cet exemple 1 ,36% molaire d'azote, 96,80% molaire de méthane et 1 ,76% molaire d'hydrocarbures en C ₂ .

Plus généralement, le gaz traité 15 contient plus de 99% molaire du méthane contenu dans le courant de gaz naturel de départ 13 et moins de 0,1 % molaire des hydrocarbures en C ₃ ⁺ contenus dans le courant de gaz naturel de départ. Le gaz traité 15 contient une proportion molaire variant entre 2% et 85% des hydrocarbures en C ₂ contenus dans le courant de gaz naturel de départ 13, cette proportion étant ajustable.

Le gaz 15 comprend ainsi une teneur en hydrocarbures en C ₆ ⁺ inférieure à 1 ppm, une teneur en eau inférieure à 1 ppm, avantageusement inférieure à 0,1 ppm, et une teneur en dioxyde de carbone inférieure à 50 ppm. Le gaz traité 15 peut donc être envoyé directement à un train de liquéfaction pour produire du gaz naturel liquéfié. Il peut également être directement envoyé à un réseau de distribution de gaz.

Dans les circuits de rebouillage latéral 37 et 39, des courants de rebouillage latéral 161 et 163 sont extraits de la colonne 35 et y sont réintroduits après réchauffage dans le premier échangeur thermique amont 25, par échange thermique avec au moins une partie du courant de gaz naturel de départ 13 et au moins une partie du courant de recyclage 152.

Ainsi, un courant de rebouillage latéral supérieur 163 est prélevé à un niveau N6 situé sous le niveau N1 , par exemple au onzième étage en partant du haut de la colonne 35, puis est amené jusqu'au premier échangeur thermique 25. Le courant 163 est alors réchauffé dans l'échangeur 25, puis est renvoyé dans la colonne 35 à un niveau N7 situé sous le niveau N6.

De même, un courant de rebouillage latéral inférieur 161 est prélevé à un niveau N8 situé sous le niveau N7, puis est amené dans l'échangeur thermique 25. Le courant 161 est alors réchauffé dans l'échangeur thermique 25 puis est réintroduit à un niveau N9 situé sous le niveau N8, par exemple au quatorzième étage en partant du haut de la colonne 35.

Dans le circuit de rebouillage de fond 41 , un courant liquide 165 de rebouillage de fond est extrait au voisinage du pied de la colonne 35, en dessous des courants de rebouillage latéral 161 , 163.

Selon l'invention, le courant 165 est amené dans le premier échangeur thermique amont 25, où il est réchauffé par échange thermique avec au moins une partie du courant de gaz naturel de départ 13 et au moins une partie du courant de recyclage 152. Le courant de rebouillage de fond 165 réchauffé et partiellement vaporisé est ensuite réintroduit dans la colonne 35.

Un courant de fond 171 riche en hydrocarbures en C ₂ ⁺ est extrait du pied de la colonne de récupération 35.

Le courant de fond 171 contient plus de 99% molaire des hydrocarbures en C ₃ ⁺ contenus dans le courant de gaz naturel de départ 13. Il a une teneur en méthane comprise entre 0% et 5%. Le courant de fond 171 est pompé par la pompe de fond de cuve 47 et introduit à un niveau intermédiaire P1 de la colonne de fractionnement 61 .

Dans l'exemple représenté, la colonne de fractionnement 61 opère à une pression comprise entre 20 et 42 bars. Dans cet exemple, la pression de la colonne de fractionnement 61 est supérieure d'au moins 1 bar à la pression de la colonne de récupération 35.

Un courant de pied 181 est extrait de la colonne de fractionnement 61 pour former la coupe 17 d'hydrocarbures en C ₃ ⁺ .

Le taux d'extraction des hydrocarbures en C ₃ ⁺ dans le procédé est supérieur à 99%. Dans tous les cas, le taux d'extraction de propane est supérieur à 99%.

Le courant riche en éthane 19 est soutiré directement à un niveau intermédiaire P2 situé dans la région supérieure de la colonne de fractionnement 61 .

Dans l'exemple représenté sur les figures, ce courant comprend 1 ,21 % de méthane, 97,77% d'éthane et 1 ,00% de propane.

Plus généralement, la teneur molaire en éthane dans le courant riche en éthane

19 est supérieure à 95% et notamment comprise entre 96% et 100%.

Le nombre de plateaux théoriques entre la tête de la colonne 61 et le niveau supérieur P2 est par exemple compris entre 1 et 7. Le niveau P2 est supérieur au niveau d'alimentation P1 .

Un deuxième courant de tête 183 est extrait de la tête de la colonne 61 puis est refroidi dans le deuxième réfrigérant 67 pour former un deuxième courant de tête 185 refroidi et condensé au moins partiellement. Ce deuxième courant 185 est introduit dans le deuxième ballon séparateur 69 pour produire une fraction liquide 187 et une fraction gazeuse 188.

Dans l'exemple représenté sur la figure 1 , la totalité de la fraction liquide 187 est pompée dans la pompe 71 pour former un courant de reflux primaire 190 avant d'être réintroduit comme reflux dans la colonne de fractionnement 61 à un niveau de tête P3 situé au dessus du niveau P2.

Dans ce cas, la totalité de la fraction gazeuse 188 forme, après refroidissement dans l'échangeur thermique de tête 33 et détente dans une vanne 193, un courant de reflux secondaire 192.

Dans l'échangeur de tête 33, la fraction gazeuse 188 est refroidie par échange thermique avec le courant de tête 131 .

Dans une variante représentée en pointillés, la fraction liquide 187 est séparée en une fraction 189 liquide de reflux primaire et en une fraction 191 liquide secondaire. La fraction de liquide secondaire 191 , lorsqu'elle est présente, est alors mélangée à la fraction gazeuse 1 88 pour former, après refroidissement et détente, le courant de reflux secondaire 192.

Le courant de reflux secondaire 1 92 est introduit en reflux à un niveau de tête N4 de la colonne de récupération 35 située entre le niveau de tête N5 et le niveau intermédiaire N3.

Le taux d'extraction d'éthane, et par suite le débit d'éthane produit dans l'installation 1 1 , est commandé en réglant le débit du courant de recyclage 1 52, d'une part, en réglant la pression dans la colonne de récupération 35, à l'aide des compresseurs 43 et 31 qui sont du type à vitesse variable, d'autre part, et en réglant enfin le débit du courant de reflux secondaire 192 circulant à travers la vanne de détente 193.

Comme le montre le tableau ci-dessous, le débit du courant riche en éthane est réglable, pratiquement sans affecter le taux d'extraction des hydrocarbures en C ₃ ⁺ .

Le procédé selon l'invention permet donc, par des moyens simples et peu coûteux, d'obtenir un débit variable et facilement réglable d'un courant riche en éthane 19 extrait du gaz naturel de départ 13, en maintenant le taux d'extraction de propane supérieur à 99%. Ce résultat est obtenu sans modification importante de l'installation dans laquelle le procédé est mis en œuvre.

Les valeurs des pressions, des températures et débits dans le cas où le taux de récupération d'éthane est égal à 84,99% sont données dans le tableau ci-dessous.

Courant Température ( °C) Pression (bar abs) Débit (kmol/h)

13 20.0 50.0 38000

15 40.0 50.0 33634

17 86.8 33.5 978

19 1 1 .9 33.0 3389

1 1 3 -44.0 49.8 38000

1 1 5 -44.0 49.8 3641 2 120 -69.5 17.8 1588

125 -81 .0 17.8 30858

128 -108.5 17.8 5554

131 -101 .6 17.6 38134

152 40.0 50.0 4500

154 -40.0 49.8 4500

155 -1 1 1 .7 17.8 4500

171 -5.3 17.8 4376

192 -3.4 33.0 10

194 -99.0 17.8 10

Lorsque le débit du courant riche en éthane 19 est réduit, la puissance totale de compression est également fortement réduite.

L'installation 1 1 selon l'invention ne requiert par ailleurs pas d'utilisation impérative d'échangeurs multiflux. Il est ainsi possible d'utiliser uniquement des échangeurs à tubes et calandre.

Le gaz naturel traité 15 comporte des teneurs sensiblement nulles en hydrocarbures en C ₅ ⁺ , par exemple inférieures à 1 ppm. Par suite, si la teneur en dioxyde de carbone dans le gaz traité 15 est inférieure à 50 ppm, ce gaz 15 peut être liquéfié sans traitement ou fractionnement complémentaire.

Dans le premier procédé selon l'invention, le courant de rebouillage de fond 165 est mis en relation d'échange thermique dans le premier échangeur thermique 25 avec le courant de recyclage 152, avec au moins une partie du courant de tête 131 , avec le courant de gaz naturel de départ 13 et avec les courants de rebouillage latéral 161 , 163.

Cette intégration thermique particulière du procédé est bénéfique en termes de rendement, et n'affecte pas la récupération d'éthane, lorsque celle-ci est souhaitée.

Ainsi, lorsque le courant de recyclage 152 est placé en relation d'échange thermique avec au moins une partie du courant de tête 131 , et lorsque le courant de rebouillage de fond 165 est placé en relation d'échange thermique avec le courant de gaz naturel de départ 13, les inventeurs ont constaté de manière surprenante une augmentation synergique du rendement de l'installation 1 1 .

Ainsi, comme illustre le tableau ci-dessous, un gain de rendement de 16% est observé par rapport à l'installation selon l'état de la technique en conservant un taux de récupération de 85%, toutes les autres conditions étant maintenues. Ce gain extrêmement significatif est obtenu, en maintenant une récupération d'éthane très élevée. Cas Récupération d'éthane (% mole) Puissance totale (kW) Gain (%)

Etat de la technique 85.01 44756

US 7 458 232

Installation 1 1 85.00 40566 9.4 sans recyclage

de gaz traité

Installation 1 1 85.04 44651 0.2 sans rebouilleur

de fond intégré

Installation 1 1 84.99 37422 16.4

Par ailleurs, la présence combinée du recyclage d'une partie du gaz traité et d'un ensemble de rebouillage de fond 41 intégré dans le premier échangeur thermique 25 engendre, de manière inattendue, un gain de rendement supérieur à ce qui est observé en présence de l'une ou l'autre de ces dispositions prise individuellement.

Ainsi, lorsque le premier procédé est mis en œuvre sans courant de recyclage de gaz traité 152, le gain obtenu est de 9,4%, alors que lorsque le premier procédé 1 1 est mis en œuvre sans rebouilleur de fond intégré dans l'échangeur thermique 25, le gain obtenu est de 0,2%. Le gain observé par la mise en commun des caractéristiques précitées est donc notablement supérieur à la somme des gains individuels obtenus, démontrant un effet synergique inattendu, qui n'affecte pas la récupération d'éthane.

En variante, le courant de gaz traité issu du premier compresseur 31 peut être amené dans un compresseur 43 à deux étages de puissances équivalentes, avec un réfrigérant intermédiaire refroidissant le gaz à la même température que le réfrigérant 45.

Une deuxième installation 201 selon l'invention est illustrée par la figure 2.

L'installation 201 diffère de la première installation 1 1 en ce qu'elle comporte en outre une turbine de détente auxiliaire 203 et un compresseur auxiliaire 205 couplé à la turbine 203. Dans un premier mode de réalisation, le compresseur auxiliaire 205 est interposé entre le premier compresseur 31 et le deuxième compresseur 43.

Un deuxième procédé selon l'invention est mis en œuvre dans la deuxième installation 201 .

A la différence du premier procédé selon l'invention, le courant de gaz naturel de départ 13 est séparé en un premier courant de départ 207 et un deuxième courant de départ 209.

Le débit molaire du premier courant de départ 207 est avantageusement supérieur au débit molaire du deuxième courant de départ 209. Puis, le premier courant de départ 207 est introduit dans le premier échangeur thermique 25 pour y être refroidi et partiellement condensé et former le courant de gaz naturel refroidi 1 13 introduit dans le premier ballon séparateur 27.

Le deuxième courant de départ 209 est introduit dans la turbine de détente auxiliaire 203, pour y être détendu jusqu'à une pression proche de la pression de fonctionnement de la colonne 35 et former un courant de reflux auxiliaire 21 1 . Le courant de reflux auxiliaire 21 1 est alors introduit dans le premier échangeur thermique de tête 33 pour y être refroidi et partiellement condensé, puis dans une vanne de détente 21 3 pour former un courant de reflux auxiliaire détendu 21 5.

Le courant 215 est ensuite introduit dans la colonne de récupération 35 à un niveau supérieur N1 0 situé entre le niveau N3 et le niveau N4.

Dans l'exemple représenté sur la figure 2, le courant de tête 21 7 issu du premier compresseur 31 est introduit, à sa sortie du premier compresseur 31 dans le compresseur auxiliaire 205, pour y être comprimé à une pression intermédiaire, avant de rejoindre le deuxième compresseur 43.

Les valeurs des pressions, des températures, et des débits dans le cas où le taux de récupération d'éthane est égal à 85,00% sont données dans le tableau ci-dessous.

La mise en œuvre du deuxième procédé selon l'invention produit un résultat analogue à celui du premier procédé, grâce à la synergie observée entre la mise en relation d'échange thermique du courant de rebouillage de fond 165 avec le courant de gaz naturel de départ 13, prise en combinaison avec la présence d'un courant de recyclage 152, mis en relation d'échange thermique avec au moins une partie du courant de tête 131 .

Ainsi, la consommation du procédé de mise en œuvre de l'installation 201 conduit à une puissance consommée égale à 37588 KW, soit un gain de 1 6% par rapport à celui de l'installation de l'état de la technique.

Dans une variante de la figure 2 (visible en pointillés), le compresseur auxiliaire 205 est monté en aval du compresseur 43 pour comprimer le courant de recyclage 1 52, avant son introduction dans le premier échangeur thermique 25.

L'installation et la mise en œuvre du procédé sont par ailleurs analogues à celui de la figure 2.

Une troisième installation 221 selon l'invention est illustrée par la figure 3. A la différence de l'installation 1 1 représentée sur la figure 1 , l'installation 221 comporte un deuxième ballon séparateur amont 223 disposé en aval du premier ballon séparateur pour recueillir la phase liquide 1 17 issue du premier ballon séparateur 27.

Un troisième procédé selon l'invention, est mis en œuvre à l'aide de l'installation 221 . Ce troisième procédé diffère du premier procédé selon l'invention, en ce que la phase liquide 1 1 7 est détendue dans une vanne de détente statique 225. Cette détente est effectuée jusqu'à une pression supérieure à la pression de fonctionnement de la colonne 35.

La phase liquide est ensuite détendue et introduite dans le deuxième ballon séparateur amont 223.

Une fraction liquide 227 est récupérée au fond du ballon 223, et est détendue dans une vanne 229 pour former une fraction détendue 231 . La fraction détendue 231 est introduite dans la colonne de récupération 35 au niveau N1 .

Une fraction gazeuse 233 est recueillie en tête du deuxième ballon séparateur amont 223. Cette fraction 233 est envoyée vers l'échangeur thermique de tête 33 pour y être refroidie avant d'être détendue dans une vanne de détente 135 pour former une fraction détendue 237.

La fraction détendue 237 est introduite dans la colonne de récupération 35 à un niveau intermédiaire N1 1 compris entre le niveau N2 et le niveau N3.

Les valeurs des pressions, des températures, et des débits dans le cas où le taux de récupération d'éthane est égal à 84,99% sont données dans le tableau ci-dessous :

Courant Température ( °C) Pression (bar abs) Débit (kmol/h)

13 20.0 50.0 38000

15 40.0 50.0 33658 17 86.8 33.5 978

19 13.1 33.0 3364

1 13 -42.7 49.8 38000

1 15 -42.7 49.8 36709

1 17 -42.7 49.8 1291

1 18 -62.3 23.3 1291

125 -79.4 18.0 32325

128 -108.1 18.0 4384

131 -101 .4 17.8 39758

152 40.0 50.0 6100

154 -40.0 49.8 6100

155 -1 1 1 .3 18.0 6100

171 -3.5 18.0 4392

188 7.2 33.0 50

192 -98.8 18.0 50

231 -67.4 18.0 910

233 -62.3 23.3 381

237 -106.2 18.0 381

Le procédé mis en œuvre à l'aide de la troisième installation 221 selon l'invention conduit à une puissance totale consommée par les compresseurs de 35960 KW, soit un gain de 19,7% par rapport au procédé de l'état de la technique.

Elle permet en outre un gain additionnel de 3,9% par rapport au premier procédé selon l'invention.

Dans une variante du troisième procédé, la phase liquide 1 17 obtenue au pied du premier ballon séparateur 27 est introduite dans le premier échangeur thermique 25 pour y être réchauffée, avant d'être amenée dans la vanne 225.

Le mélange est détendu dans la vanne 225, avant d'être séparé dans le deuxième ballon séparateur amont 223.

Une quatrième installation 241 selon l'invention est illustrée par la figure 4. A la différence de la première installation 1 1 , le courant 171 issu de la colonne de récupération 35 est passé dans le premier échangeur thermique 25, pour y être réchauffé avant d'être introduit dans la colonne de fractionnement 61 .

Le quatrième procédé selon l'invention met donc en œuvre un réchauffage de ce courant de fond 171 , après son passage dans la pompe 47.

Pour un taux de récupération d'éthane de 85,00%, la consommation totale est alors de 34201 kW, ce qui fournit un gain de 23,6% par rapport à l'installation de l'état de la technique. Le gain est par ailleurs de 8,6% par rapport au premier procédé selon l'invention.

Les valeurs des pressions, des températures, et des débits dans le cas où le taux de récupération d'éthane est égal à 85,00% sont données dans le tableau ci-dessous : Courant Température ( °C) Pression (bar abs) Débit (kmol/h)

13 20.0 50.0 38000

15 40.0 50.0 33656

17 86.8 33.5 976

19 12.9 33.0 3368

1 1 3 -40.1 49.8 38000

1 1 5 -40.1 49.8 3721 8

120 -65.8 16.2 782

125 -80.1 16.2 27578

128 -1 1 0.6 16.2 9640

131 -102.9 16.0 34051

152 40.0 50.0 395

154 -40.0 49.8 395

155 -1 1 3.9 16.2 395

171 -7.7 16.2 4354

188 5.4 33.0 10

192 -100.2 16.2 10

243 12.0 33.5 4354

Une cinquième installation selon l'invention 251 est illustrée par la figure 5. Cette installation est destinée à la mise en œuvre d'un cinquième procédé selon l'invention.

A la différence du premier procédé selon l'invention, un courant de dérivation 253 est prélevé dans le courant de recyclage 1 52, avantageusement en aval du premier échangeur thermique 25 et en amont du deuxième échangeur thermique 33, pour être réintroduit dans un courant situé en amont de la première turbine de détente dynamique 29.

Le débit du courant de dérivation 253 est par exemple égal à 47% du débit molaire total du courant de recyclage 1 52 prélevé dans le courant traité.

Le cinquième procédé selon l'invention est par ailleurs mis en œuvre de manière analogue au quatrième procédé selon l'invention.

Dans l'exemple de la figure 5, le courant de dérivation 253 est mélangé au courant d'alimentation 1 21 avant son introduction dans la turbine 29.

Dans une variante représentée en pointillés, la cinquième installation 251 comporte en outre une turbine de détente dynamique secondaire 255 attelée à un compresseur secondaire 257. Un courant de recyclage secondaire 258 est alors prélevé dans le courant de recyclage 152 avant son introduction dans le premier échangeur thermique 25.

Le courant de recyclage secondaire 258 est introduit dans la turbine de détente secondaire 255, pour former un courant de recyclage secondaire détendu 261 , qui est réintroduit dans le courant de tête partiellement réchauffé 139 issu du premier échangeur thermique de tête 33.

Par ailleurs, un courant de tête secondaire 263 est prélevé dans le courant de tête réchauffé 140 issu du premier échangeur thermique 25 pour être amené jusqu'au compresseur secondaire 257 et former un courant de tête secondaire comprimé 265.

Ce courant 265 est ensuite réintroduit dans le courant de tête comprimé à une pression intermédiaire issu du premier compresseur 31 en amont du deuxième compresseur 43.

Le gain de puissance obtenu par rapport au procédé de l'état de la technique est alors de l'ordre de 1 5,4%, pour une puissance totale consommée de 37851 kW.

Les valeurs des pressions, des températures, et des débits dans le cas où le taux de récupération d'éthane est égal à 85,00% sont données dans le tableau ci-dessous :

Une sixième installation 271 selon l'invention est représentée sur la figure 6. Cette installation 271 est destinée au dégoulottage d'une installation telle qu'illustrée dans US 7 458 232 et comprenant initialement, un premier échangeur thermique amont 25, un premier ballon séparateur 27, une colonne de récupération 35, un premier échangeur thermique de tête 33 et une colonne de fractionnement 61 munie d'un condenseur de tête 63..

A la différence de la première installation 1 1 selon l'invention, l'installation 271 comporte en outre un deuxième échangeur thermique amont 273 et un troisième échangeur thermique amont 275, destinés à être placés en parallèle du premier échangeur thermique amont 25.

L'installation 271 comporte en outre un compresseur d'appoint 277 destiné à comprimer le courant de recyclage 152, et un réfrigérant d'appoint 279 destiné à refroidir le courant de recyclage comprimé.

Par ailleurs, la sixième installation 271 comporte un deuxième échangeur thermique de tête 281 destiné à être placé en parallèle du premier échangeur thermique de tête 33, pour placer au moins une partie du courant de tête 131 en relation d'échange thermique avec au moins une partie du courant de recyclage 152.

Un sixième procédé selon l'invention est mis en œuvre dans la sixième installation

271 . Dans ce procédé, le courant de gaz naturel de départ 13 est séparé en un premier courant de départ 207 introduit dans le premier échangeur thermique amont 25 et en un deuxième courant de départ 209 introduit dans un deuxième échangeur thermique amont 273.

Le premier courant de départ 207 est ensuite refroidi dans le premier échangeur thermique amont 25 pour former un premier courant de départ refroidi 281 A. De même, le deuxième courant de départ 209 est refroidi dans le deuxième échangeur thermique amont 273 pour former un deuxième courant 283 de départ refroidi. Les courants 281 A et 283 sont mélangés pour former le courant refroidi 1 13 destiné à être introduit dans le premier ballon séparateur amont 27.

Les courants de rebouillage latéral 161 , 163 sont introduits dans le premier échangeur thermique 25 pour y être réchauffés.

A la différence du premier procédé selon l'invention, le courant de rebouillage de fond 165 est introduit dans le deuxième échangeur thermique amont 273 pour y être réchauffé par échange thermique avec le deuxième courant de départ 209.

De même, à la différence du premier procédé selon l'invention, le courant de tête 131 issu de la colonne de récupération 35 est tout d'abord séparé en une première fraction 285 de courant de tête et une deuxième fraction 287 de courant de tête.

La première fraction 285 est introduite dans le premier échangeur thermique de tête 33 pour y être réchauffée par échange thermique, d'une part, avec le courant de reflux 123, et d'autre part, avec le courant de reflux secondaire 192.

La deuxième fraction 287 est introduite dans le deuxième échangeur thermique de tête 281 .

Le rapport du débit molaire de la première fraction 285 à la deuxième fraction 287 est par exemple compris entre 0 et 20. Puis, les fractions récupérées à la sortie des échangeurs de tête 33, 281 sont remélangées, avant d'être à nouveau séparées en une première partie 289 du courant de tête réchauffé et en une deuxième partie 291 du courant de tête réchauffé.

La première partie 289 est introduite dans le premier échangeur thermique amont 25 pour y être réchauffée par échange thermique avec le premier courant de départ 207, simultanément avec les courants de rebouillage latéral 161 et 163.

La deuxième partie 291 est introduite dans le troisième échangeur thermique amont 275 pour y être réchauffée.

Les parties 289 et 291 réchauffées sont alors réunies pour former le courant de tête réchauffé 140, puis sont amenés vers le premier compresseur 31 .

A la différence du premier procédé selon l'invention, le courant de recyclage 152 est prélevé dans le courant de tête réchauffé 140 en amont du premier compresseur 31 .

Le rapport du débit molaire du courant de recyclage 152 au débit molaire du courant de tête 131 issu de la colonne 35 est par exemple compris entre 0% et 25%.

Le courant de recyclage 152 est ensuite comprimé dans le compresseur d'appoint

277, jusqu'à une pression par exemple supérieure à 50 bar, puis est refroidi dans le réfrigérant 279, pour former un courant de recyclage comprimé refroidi 293.

Le courant 293 est ensuite introduit successivement dans le troisième échangeur thermique amont 275, puis dans le deuxième échangeur thermique de tête 281 pour y être refroidi, avant d'être détendu dans une vanne de détente 295 et former un courant de recyclage détendu refroidi 297.

Le courant 297 est alors introduit dans la colonne de récupération 35, au même niveau que le courant de reflux secondaire 194.

Ainsi, dans le premier échangeur thermique amont 25 présent initialement dans l'installation, une partie 207 du courant de gaz naturel de départ 13, les courants de rebouillage latéral 161 , 163 et une partie 289 du courant de tête sont placés en relation d'échange thermique.

Dans le deuxième échangeur thermique amont 273, une deuxième partie 209 du courant de gaz naturel de départ 13, et le courant de rebouillage de fond 165 sont placés en relation d'échange thermique. Dans le troisième échangeur thermique amont 275, une deuxième partie 291 du courant de tête 131 , et le courant de recyclage 152 sont placés en relation d'échange thermique.

L'installation 271 selon l'invention ne requiert par ailleurs pas d'utilisation impérative d'échangeurs multiflux. Il est ainsi possible d'utiliser uniquement des échangeurs à tubes et calandre. En outre, en tête de la colonne 35, le courant de reflux 123, une première partie du courant de tête 285, et le courant de reflux secondaire 1 92 sont placés en relation d'échange thermique dans le premier échangeur thermique de tête 33. Dans le deuxième échangeur thermique de tête 281 , une deuxième partie 287 du courant de tête 1 31 et le courant de recyclage comprimé refroidi 233 sont placés en relation d'échange thermique.

L'installation 271 telle que représentée sur la figure 6 permet d'accommoder des augmentations du débit d'alimentation de 0% à 1 5%, et plus préférentiellement d'au moins 1 0%, en limitant au minimum l'augmentation de puissance de compression nécessaire.

Les valeurs des pressions, des températures, et des débits dans le cas où le taux de récupération d'éthane est égal à 85,00% sont données dans le tableau ci-dessous :

Dans les exemples représentés sur les Figures, le courant riche en éthane 19 est prélevé directement dans la colonne de fractionnement 61 , avantageusement à un niveau supérieur P2 de la colonne 61 défini plus haut.

La coupe d'hydrocarbures 17 en C ₃ ⁺ est par ailleurs formée directement par le courant de pied 1 81 de la colonne 61 . En variante (non représentée), les hydrocarbures en C ₂ sont extraits de la colonne de fractionnement 61 par le courant de pied 181 , en même temps que les hydrocarbures en C ₃ ⁺ . Le courant de pied 181 est alors introduit dans une colonne aval de fractionnement.

La coupe riche en éthane 19 comme la coupe d'hydrocarbures en C ₃ ⁺ 17 sont alors produites dans la colonne aval de fractionnement.