La présente invention concerne un procédé de production d'un courant d'hydrocarbures tel que le gaz naturel apte à être liquéfié.

Le gaz naturel brut peut contenir un grand nombre d'impuretés gênantes à retirer. En particulier lorsqu'on veut liquéfier le gaz naturel il faut d'abord enlever les impuretés susceptibles de geler lors de la liquéfaction et du sous-refroidissement à -160°C. Il est souvent souhaitable de séparer les hydrocarbures lourds, ou plus généralement les NGL (Natural Gas Liquids) du gaz naturel, par exemple tels que l'éthane, le butane, le propane, des hydrocarbures en C5+ et C6+.

Dans le document "Removing Heavy Hydrocarbons in Liquéfaction Plant" (Laflotte et Al, conférence GPA 2015), plusieurs méthodes pour résoudre le problème de séparation de NGL en amont d'une unité de liquéfaction de gaz naturel sont présentées.

Le principe de colonne de lavage (srub column en anglais) est présenté. Dans ce schéma, le gaz est refroidi puis introduit dans une colonne sous pression puis la tête de ladite colonne est refroidie à nouveau et un reflux est renvoyé vers la colonne.

Un schéma plus complexe est également présenté (NGL recovery scheme).

Dans ce schéma, une première unité indépendante est introduite. Dans cette unité, on procède à une détente dans un « turbo-expander », une distillation, puis une recompression à l'aide d'une machine supplémentaire. Ce schéma s'avère très efficace en termes d'extraction d'éthane ou de propane. Il est également décrit que cette unité indépendante permet de décorréler la pression de liquéfaction de la pression de séparation des NGL.

Le premier schéma présente plusieurs problèmes :

• Pression du gaz liée entre la colonne de lavage et la distillation ;

• Efficacité faible.

Le deuxième schéma présente quant à lui plusieurs inconvénients :

• Complexité élevée ;

• Pas de possibilité d'opérer sans un compresseur additionnel entre l'unité de production des NGL et l'unité de liquéfaction de gaz naturel en raison de la pression opératoire nettement plus faible de l'unité de production des NGL. Les inventeurs de la présente invention ont alors mis au point une solution permettant de résoudre les problèmes soulevés ci-dessus.

La présente invention a pour objet un procédé de purification d'un courant de gaz naturel comprenant au moins les étapes suivantes :

- Etape a) : refroidissement d'un courant d'alimentation de gaz naturel à purifier jusqu'à une température où ledit courant est au moins partiellement condensé ;

Etape b) : introduction du courant issu de l'étape a) dans une colonne d'absorption (5) ;

Etape c) : extraction en cuve de la colonne d'absorption d'un courant liquide enrichi en hydrocarbures plus lourds que le méthane ;

Etape d) : Introduction du courant liquide enrichi en hydrocarbures plus lourds que le méthane issu de l'étape c) dans une colonne de fractionnement comprenant un condenseur en aval de sa partie la plus haute produisant un flux de gaz enrichi en hydrocarbures plus lourds que le méthane et un flux liquide enrichi en hydrocarbures ayant trois ou quatre atomes de carbone ;

Etape e) : utilisation d'au moins une partie du flux liquide récupéré en sortie dudit condenseur issu de l'étape d) comme reflux en tête de colonne d'absorption ;

Etape f) : Extraction en tête de colonne d'un courant de gaz naturel appauvri en hydrocarbures ayant au moins 5 atomes de carbone ;

- Etape g) Introduction du courant de gaz naturel issu de l'étape f) dans une unité (B) de liquéfaction de gaz naturel ;

caractérisé en ce que le courant liquide utilisé comme reflux à l'étape e) est préalablement mélangé avec un flux de liquide enrichi en hydrocarbures ayant trois ou quatre atomes de carbone par rapport à la teneur en hydrocarbures ayant trois ou quatre atomes de carbone du courant de gaz naturel issu de l'étape f), ledit flux de liquide étant issu de l'unité (B) de liquéfaction de gaz naturel.

Selon d'autres modes de réalisation, l'invention a aussi pour objet :

Un procédé tel que défini précédemment, caractérisé en ce que le courant est réchauffé préalablement à l'étape g).

Un procédé tel que défini précédemment, caractérisé en ce que l'étape a) est effectuée au moyen d'un échangeur de chaleur, la majeur partie des frigories étant fournie par le réchauffage du courant. Un procédé tel que défini précédemment, caractérisé en ce que le courant liquide issu de l'étape c) est chauffé à une température supérieure à 100°C préalablement à l'étape d).

Un procédé tel que défini précédemment, caractérisé en ce que préalablement à l'étape d), le courant liquide ainsi réchauffé est détendu.

Un procédé tel que défini précédemment, caractérisé en ce que la température en sortie de condenseur lors de l'étape d) est comprise entre 30°C et 70°C, de préférence d'environ 50°C.

Un procédé tel que défini précédemment, caractérisé en ce que, à l'issue de l'étape f), au moins 50% des hydrocarbures ayant au moins cinq atomes de carbone présents dans le courant d'alimentation de gaz naturel sont éliminés.

La présente invention a également pour objet :

Un dispositif de production de gaz naturel liquéfié apte à et conçu pour la mise en œuvre du procédé tel que défini précédemment, comprenant :

- une unité (A) de traitement d'un gaz d'alimentation, produisant au moins un courant gazeux appauvri en hydrocarbures ayant au moins cinq atomes de carbone, ladite unité (A) de traitement comprenant au moins une colonne de fractionnement et une colonne d'absorption; et

une unité (B) de liquéfaction de gaz naturel, ladite unité de liquéfaction de gaz naturel comprenant au moins un échangeur de chaleur principal et un système de production de frigories pour liquéfier le gaz naturel,

caractérisé en ce que le nombre d'unité de traitement est strictement inférieur au nombre d'unités de liquéfaction (B).

Un dispositif tel que défini précédemment, caractérisé en ce que ledit système de production de frigories comprend au moins un circuit de circulation d'un fluide réfrigérant et un pot séparateur de phases dont est issu le flux de liquide mélangé au liquide de reflux de l'étape e) du procédé tel que défini précédemment.

Le procédé objet de la présente invention permet d'extraire extraire les NGL, particulièrement avantageusement les C5+, en utilisant une unité de traitement du gaz naturel à liquéfier en amont de l'unité de liquéfaction du gaz naturel mais éventuellement intégrée partiellement en soutirant un reflux à partir de l'unité de liquéfaction du gaz naturel. Le procédé objet de la présente invention présente ainsi la particularité de « réinjecter » les C3/C4 dans la coulée de gaz naturel liquéfié (GNL) pour maximiser la quantité finale de GNL produit.

L'invention propose deux caractéristiques principales, pas nécessairement combinée :

• Utilisation d'un économiseur (défini comme un échangeur de chaleur permettant de limiter les besoins en apport de froid ou de chaleur externe) pour refroidir le gaz puis réchauffer la tête de colonne d'absorption avec introduction d'un reflux provenant au moins en partie de l'unité de liquéfaction de gaz naturel fournissant l'appoint de froid nécessaire au système.

• Utilisation d'un système à deux colonnes :

Colonne d'absorption avec un reflux au moins en partie provenant de la deuxième colonne dite de fractionnement.

Colonne de fractionnement produisant en cuve un courant d'hydrocarbures lourds et en tête un liquide et/ou un gaz étant utilisé comme un reflux au moins en partie pour la colonne d'absorption.

Lorsque combinées, les deux caractéristiques permettent de simplifier grandement le besoin en réfrigération par rapport à utiliser un cycle de réfrigération externe (au propane par exemple) et cela sans modifier l'architecture de l'unité de liquéfaction du gaz naturel (pas d'échangeurs communs entre cette unité de séparation des lourds et l'unité de liquéfaction du gaz naturel). Ceci est particulièrement avantageux dans le cas d'un travail d'amélioration d'efficacité d'une unité de gaz naturel existante.

Le courant d'hydrocarbures à liquéfier est généralement un flux de gaz naturel obtenu à partir de champs de gaz naturel, des réservoirs de pétrole (gaz associé) ou d'un réseau de gaz domestique distribué via des pipelines.

Habituellement, le flux de gaz naturel est composé essentiellement de méthane. De préférence, le courant d'alimentation comprend au moins 80% mol de méthane. En fonction de la source, le gaz naturel contient des quantités d'hydrocarbures plus lourds que le méthane, tels que par exemple l'éthane, le propane, le butane (i-butane et n- butane) et le pentane (i-pentane et n-pentane) ainsi que certains hydrocarbures aromatiques (benzène par exemple). Le flux de gaz naturel contient également des produits non-hydrocarbures tels que H2O, N2, CO2, H2S et d'autres composés soufrés, le mercure et autres.

Le flux d'alimentation contenant le gaz naturel est donc prétraité avant d'être introduit dans l'échangeur de chaleur permettant la première étape de refroidissement du procédé objet de la présente invention.

Ce prétraitement comprend la réduction et/ou l'élimination des composants indésirables tels que le CO2, l'eau et le H2S, ou d'autres étapes telles que le prérefroidissement et/ou la mise sous pression. Etant donné que ces mesures sont bien connues de l'homme de l'art, elles ne sont pas davantage détaillées ici.

L'expression "gaz naturel" telle qu'utilisée dans la présente demande se rapporte à toute composition contenant des hydrocarbures dont au moins du méthane. Cela comprend une composition « brute » (préalablement à tout traitement ou lavage), ainsi que toute composition ayant été partiellement, substantiellement ou entièrement traitée pour la réduction et/ou élimination d'un ou plusieurs composés, y compris, mais sans s'y limiter, le soufre, le dioxyde de carbone, l'eau, le mercure et certains hydrocarbures lourds et aromatiques.

L'échangeur de chaleur peut être tout échangeur thermique, toute unité ou autre agencement adapté pour permettre le passage d'un certain nombre de flux, et ainsi permettre un échange de chaleur direct ou indirect entre une ou plusieurs lignes de fluide réfrigérant, et un ou plusieurs flux d'alimentation. Un exemple couramment utilisé pour ce genre d'applications est un échangeur à plaque de type aluminium brasé.

L'invention sera décrite de manière plus détaillée en se référant à la figure qui illustre le schéma d'un mode de réalisation particulier d'une mise en œuvre d'un procédé selon l'invention.

Sur la figure, un flux d'alimentation de gaz naturel 1 est introduit dans une unité de traitement 2 dans laquelle des produits comme l'eau, les dérivés souffrés ou le mercure sont extraits dudit flux 1 .

Le courant gazeux d'alimentation 3 est introduit à température ambiante (45°C) dans l'échangeur principal 4 d'une unité A de traitement du gaz naturel à liquéfier. Ledit courant gazeux 3 est alors refroidi jusqu'à une température où il se condense au moins partiellement (5°C). Une fois condensé au moins en partie, le courant 3' est introduit dans une colonne d'absorption à une pression de l'ordre de 50 bara. Un courant liquide 6 appauvri en méthane est extrait en cuve de ladite colonne 5 d'absorption. Puis ce liquide 6 est rebouilli par exemple à une température supérieure à 100°C à l'aide d'un rebouilleur 7 situé en aval de la cuve de la colonne 5 d'absorption.

Le courant liquide 6, après rebouillage, est détendu à l'aide d'un moyen de détente 8 et introduit dans une colonne de fractionnement 9 à une pression de l'ordre de 25 à 30 Bara. La colonne de fractionnement 9 est munie d'un rebouilleur 10 en cuve de colonne et d'un condenseur 1 1 en aval de la tête de colonne. Le courant rebouilli 20, à l'aide du rebouilleur 10 à une température supérieure à 150°C et à une pression comprise entre 10 bara et 20 bara, extrait de la cuve de cette colonne de fractionnement 9 comporte au moins 99,5% molaire d'hydrocarbures comprenant au moins 5 atomes de carbone.

Le condenseur 1 1 opère à température ambiante (50°C) et peut par exemple être simplement un aero-refroidisseur. Un petit débit de gaz 12 est extrait après le condenseur 1 1 en aval d'un pot séparateur de phases 13. Ce gaz 12 peut être utilisé comme fioul par exemple. Le liquide 14 du condenseur 1 1 en sortie du pot séparateur de phases 13 est utilisé en partie comme reflux en tête 16 de la colonne d'absorption 4, après pompage au moyen d'une pompe 15. De manière alternative, le courant liquide 14 peut également être utilisé en partie comme reflux en tête de la colonne de fractionnement 9. Avant d'être introduit comme reflux, le courant liquide 14, en sortie de pompe 15, est mélangé à un courant liquide prélevé depuis une unité de liquéfaction de gaz naturel B. Le liquide 17 est issu de la phase liquide en sortie d'un pot séparateur de phases 18 de l'unité B placé en aval d'un échangeur de chaleur au travers duquel le gaz naturel liquéfié a été refroidi à une température d'environ -70°C.

Le mélange des deux reflux 14 et 17 afin de les introduire ensemble dans la colonne 5 présente l'avantage supplémentaire de pouvoir utiliser une colonne en acier carbone car la température du liquide 14 est bien supérieure à -45°C alors que le courant 17 est typiquement à une température plus basse de l'ordre de -70°C.

En tête de la colonne d'absorption 5, un courant de gaz naturel 21 comprenant moins de 0,5% molaire et de préférence moins de 0,3% molaire d'hydrocarbures comprenant au moins cinq atomes de carbone est soutiré puis envoyé dans l'échangeur de chaleur 4 afin d'être réchauffé 22. Ledit courant 21 est par exemple extrait de la colonne 5 à une température d'environ 0°C et est réchauffé à une température d'environ 40°C. Le courant de gaz naturel ainsi réchauffé 22 est introduit dans une unité de pré traitement 23 afin de retirer les impuretés telles que le CO2 ou le H2S par exemple.

Une fois ainsi traité dans l'unité de traitement A, c'est-à-dire que les produits ayant plus de cinq atomes de carbone et les impuretés telles que l'eau, le CO2 ou le H2S ont été retirés, le courant de gaz naturel 24 en résultant est introduit dans une unité B de liquéfaction de gaz naturel afin de produire le gaz naturel liquéfié désiré.

A titre d'exemple, les températures, pressions, débits et compositions molaires des différents courants illustrés sur la figure sont présentés dans les tableaux ci- dessous.

VAP Flow

T (°C) P (bara) Mass flow (kg/hr) FRAC (MMSCFD)

16 0.25 -57.40 55 5.15 6 155

6 0.00 1 13.41 50 1 .08 2 969

14 0.00 53.37 55 0.53 1 464

17 0.00 -70.00 49.4 4.62 4 692

22 1 .00 36.98 50 39.07 38 107

12 1 .00 50.00 15 0.31 571

21 1 .00 -1 .83 50 39.07 38 107

1 1 .00 45.00 50 35.00 34 920

3' 0.98 6.00 50 35.00 34 920

20 0.00 160.93 15 0.24 934