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CA 02215157 1997-09-23
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PROCÉDÉ DE DÉSHYDRATATION ET DE DÉGAZOLINAGE D'UN
GAZ,,COMPORTANT DEUX ÉTAPES COMPLÉMENTAIRES DE
RÉGÉNÉRATION DU SOLVANT
L'invention concerne un procédé de traitement d'un gaz contenant du
méthane, au moins un hydrocarbure supérieur et de l'eau dans le but d'en
éliminer l'eau et / ou d'en extraire le (ou les) hydrocarbure(s) supérieur(s).
Le procédé selon l'invention permet de réaliser avantageusement les
opérations de traitement d'un gaz naturel : déshydratation et séparation d'au
moins une partie des hydrocarbures condensables inclus dans le gaz
naturel, au sein d'un procédé intégré et optimisé.
Les produits pétroliers et notamment le gaz naturel ainsi que d'autres
gaz comprenant des hydrocarbures tels que les gaz de raffinerie
contiennent des produits indésirables pour leur transport et/ou leur
manipulation.
Parmi ces produits, l'un des principaux constituants à éliminer est l'eau,
qui se révèle être un promoteur d'hydrates et qui favorise la corrosion, en
particulier lorsque le produit pétrolier contient des composés acides tels que
H2S et/ou C02. Les hydrates peuvent provoquer le bouchage des conduites
de transport et l'action corrosive des gaz acides contenus dans un gaz
naturel entraîne la détérioration des conduites et des installations de
traitement et distribution du gaz naturel, situées en aval.
Ces deux phénomènes ont des conséquences extrêmement pénali-
santes, pouvant conduire à l'arrêt de production d'hydrocarbures.
Le traitement du gaz peut également comprendre une étape
d'extraction des hydrocarbures supérieurs, par exemple une fraction liquide
de gaz naturel (LGN) definie comme comprenant la fraction GPL et la
fraction gazoline (C5+). Cette étape a pour fonction soit d'ajuster le point
de
rosée hydrocarbures pour éviter la condensation d'une fraction hydrocarbure
au cours du transport du gaz, soit de récupérer une fraction LGN; plus
valorisable que le gaz traité.
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Pour assurer le traitement du gaz naturel, différents procédés sont
décrits dans l'art antérieur.
Dans le brevet français FR-B-2 605 241, il est déjà décrit un procédé
de traitement faisant appel à un solvant physique réfrigéré et permettant de
réaliser l'ensemble des opérations de traitement du gaz naturel : déshydra-
tation, seule ou associée à l'extraction des hydrocarbures supérieurs et/ou la
désacidification de ce gaz, s'il contient des composés acides.
Dans le brevet français FR-B-2 636 857, il est montré que lorsque le
procédé comprend une étape de séparation des hydrocarbures supérieurs
(LGN), la récupération du solvant peut être améliorée par la mise en oeuvre
d'une étape de lavage des hydrocarbures liquides par l'eau issue de la
déshydratation du gaz.
Des applications d'un tel procédé sont discutées par exemple dans la
publication "IFPEXOL for Environmentally Sound Gas Processing" de
J. Larue, A. Minkkinen et S. Patel, presentée à la 71ème Convention du
"GPA", en Mars 1992 à Anaheim en Californie (USA).
La publication "Integrated Natural Gas Treatment : Gained Industrial
Experience with IFPEXOL Process" de S. Patel, A. Minkkinen, J. Larue et
J.F. Levier presentée à l'IGCR 95 à Cannes (France) en Novembre 1995,
décrit notamment la façon de laver à l'eau la phase d'hydrocarbure liquide
afin de récupérer au moins en partie le solvant qu'elle contient.
La Figure 1 illustre le procédé tel que décrit dans l'art antérieur, lorsque
le gaz à traiter contient du méthane, de l'eau, au moins un hydrocarbure
condensable, et éventuellement des composés acides. Le procédé est alors
3o décrit comme suit.
Le gaz naturel à traiter arrive par le conduit 1. Une fraction ou la totalité
de ce gaz est mise en contact, dans la zone de contact G 1, formée par
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exemple par un garnissage, avec un mélange de solvant et d'eau provenant
du conduit 2.
Le solvant utilisé peut être choisi parmi le méthanol, l'éthanol, le
propanol, le méthylpropyléther, l'éthylpropyléther, le dipropyléther, le
méthyltertiobutyléther, le diméthoxyméthane, le diméthoxyéthane et le
méthoxyéthanol. Le solvant préférentiellement utilisé est le méthanol.
Une phase gazeuse chargée de solvant est évacuée en tête par le
1o conduit 3. En fond, on soutire par le conduit 4 une phase aqueuse substan-
tiellement débarrassée de solvant.
Il est à noter que le procédé de traitement peut être optimisé en
adaptant la fraction de gaz devant passer dans la zone de contact G 1 et la
fraction de gaz passant en dehors de cette zone de contact en fonction de la
composition du gaz à traiter et des performances requises. Cette option,
représentée en pointillé sur la Figure 1, permet à une partie du gaz à
traiter,
passant par le conduit 18, d'être directement mélangée au gaz sortant de la
zone de contact par le conduit 3. La fraction de gaz ne passant pas dans la
zone de contact peut être comprise, par exemple, entre 0 et 50 % de la
quantité de gaz à traiter.
La phase gazeuse de tête, contenant de l'eau et du solvant, est le plus
souvent proche de la saturation. Elle est refroidie dans l'échangeur El par
un fluide frigorigène, de manière à provoquer la condensation d'une phase
aqueuse contenant du solvant et d'une phase hydrocarbure liquide. Il a été
montré que le solvant entraîné en phase gazeuse à la sortie de la zone de
contact G1 peut suffire à éviter les problèmes de formation d'hydrates liés à
l'étape de refroidissement El. Un appoint peut être apporté au procédé par
le conduit 5 pour compenser les pertes de solvant dans le gaz traité, dans la
fraction hydrocarbure liquide (LGN) et éventuellement dans l'eau rejetée par
le conduit 19. Par ce conduit 19, un courant de purge peut être établi pour
maintenir constantes les quantités de solvant et d'eau présentes dans
l'ensemble du circuit.
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Le mélange de phases gazeuse et liquides ainsi obtenu sort de
l'échangeur El par le conduit 6. Les deux phases liquides et la phase
gazeuse sont séparées dans un ballon B1.
Le gaz traité déshydraté est évacué de ce ballon par le conduit 7. Les
deux phases liquides issues de la condensation se séparent par décantation
dans la partie basse de B1.
La phase aqueuse formée essentiellement d'eau et de solvant sort du
io ballon B1 par le conduit 8. Une pompe P1 permet de réinjecter ladite phase
aqueuse par le conduit 9 dans le conduit 2, puis dans la zone de contact G1.
La phase hydrocarbure, formée essentiellement des hydrocarbures
condensables du gaz naturel (C3+) (contenant éventuellement de l'éthane et
i5 du méthane dissous) et de solvant, peut être évacuée vers un circuit de sta-
bilisation et de lavage par le conduit 10. A ce stade du procédé, un échange
de chaleur entre le gaz issu de la zone de contact G1 et la phase
hydrocarbure évacuée par le conduit 10 peut être envisagé. Il n'a pas été
représenté sur la Figure 1. Une pompe P2 permet d'envoyer la phase hydro-
20 carbure liquide par le conduit 11 dans une colonne de stabilisation S1. Le
but de cette opération est de séparer de ladite phase hydrocarbure liquide
les composants les plus volatils (C1 et C2), qui sont évacués hors du
procédé par le conduit 12. La phase hydrocarbure contenant les
constituants de masse molaire supérieure à C2 est envoyée, par le conduit
25 13, dans une zone de lavage à l'eau G2 afin d'éliminer le solvant qu'elle
contient.
La phase aqueuse, évacuée de la zone de contact G 1 par le conduit 4
et débarrassée au moins en partie du solvant, est reprise par une pompe
3o P3. Une fraction de cette phase aqueuse dont le débit est contrôlé est
envoyée à la zone de contact G2 par le conduit 14. L'autre fraction est
évacuée par le conduit 19.
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Dans cette zone de contact G2, la fraction de la phase aqueuse
arrivant par le conduit 14 permet d'assurer le lavage de la phase
hydrocarbure. Le solvant ayant plus d'affinité pour l'eau que pour la phase
hydrocarbure est récupéré au moins en partie dans la phase aqueuse à
5 l'issue de cette étape.
La phase hydrocarbure liquide, débarrassée de la majeure partie du
solvant qu'elle contenait à l'entrée de la zone de contact G2, est évacuée
par le conduit 15.
La phase aqueuse contenant du solvant est évacuée de la zone de
contact G2 par le conduit 16. Cette phase est reprise par la pompe P4 et
injectée dans la zone de contact G1. Selon sa concentration en solvant,
cette phase est injectée dans la zone de contact G1 par le conduit 17, ou
injectée dans le conduit 2, afin d'être mélangée à la phase aqueuse arrivant
du ballon B1 par le conduit 9.
Ce procédé présente des avantages importants par rapport aux
techniques antérieures. Il permet un gain significatif en investissement ainsi
2o qu'en encombrement et poids des installations, ce qui peut être
particulière-
ment avantageux dans un contexte de production d'hydrocarbures en mer.
En outre, la séparation de l'eau et du solvant par le contact avec le gaz à
traiter permet d'éviter d'avoir à réaliser une séparation par distillation.
II est apparu néanmoins possible d'aboutir à des gains supplé-
mentaires en investissements, encombrement et poids et en frais
opératoires liés au traitement du gaz, en opérant selon le procédé de
l'invention.
Le procédé et l'installation selon l'invention sont avantageusement
utilisés pour déshydrater un gaz tel que le gaz naturel comportant de l'eau et
au moins un hydrocarbure supérieur, ainsi que pour obtenir une séparation
au moins partielle des hydrocarbures condensables.
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D'une manière générale, le procédé de l'invention peut être défini
comme comprenant les étapes suivantes :
a) on sépare le gaz à traiter en deux flux (1) et (2). La fraction de
gaz présente dans le flux (2) peut représenter de 25 à 95 % du gaz à traiter ;
elle représentera de préférence de 30 à 50 % de la totalité du gaz ;
b) on met en contact au moins le flux (2) avec une phase liquide
recyclée renfermant à la fois de l'eau et un solvant consistant en général en
un composé organique non hydrocarbure, normalement liquide, autre que
l'eau, au moins partiellement miscible à l'eau et distillable à une
température
1o inférieure à la température de distillation de l'eau. Au cours de cette
étape,
le solvant passe préférentiellement dans le gaz. Au sortir de cette zone de
contact, on obtient une phase liquide aqueuse appauvrie en solvant, par
comparaison avec phase liquide recyclée, et une phase gazeuse chargée
en solvant.
c) on sépare la phase aqueuse appauvrie en solvant et la phase
gazeuse chargée en solvant ;
d) on met en contact la phase aqueuse appauvrie en solvant avec le
flux (1) de gaz à traiter exempt de solvant dans une zone de contact, le
solvant residuel est extrait de phase aqueuse appauvrie par le gaz. et une
phase gazeuse riche en solvant et une phase liquide aqueuse régénérée
sont issues de cette étape ;
e) on mélange la phase gazeuse riche en solvant issue de l'étape
(d) soit à la phase gazeuse chargée en solvant issue de l'étape (b), soit au
flux de gaz (2) exempt de solvant en amont de l'étape (b) ;
f) on refroidit la phase gazeuse issue du mélange, de manière à
condenser partiellement une phase aqueuse et une phase hydrocarbure,
contenant toutes deux du solvant, et à produire le gaz traité, débarrassé au
moins en partie de l'eau et des hydrocarbures supérieurs qu'il contenait ;
g) on sépare la phase aqueuse et la phase hydrocarbure issues de
l'étape (f) par décantation ; et
h) on recycle la phase aqueuse riche en solvant à l'étape (b) du
procédé.
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Si cela est nécessaire, la phase liquide hydrocarbure peut être
stabilisée et/ou débarrassée du solvant qu'elle contient. Pour ce faire, la
phase hydrocarbure liquide est envoyée dans une colonne de stabilisation.
Au cours de l'étape de stabilisation, les composés les plus volatils de la
phase liquide hydrocarbure (C1 et C2) sont évacués hors du procédé. La
phase hydrocarbure contenant les composés supérieurs à C2 est
ultérieurement mise en contact avec une phase aqueuse exempte de
solvant, qui peut être tout ou partie de l'eau issue de l'étape (d). A l'issue
de
ce contact, qui peut être réalisé par exemple dans un mélangeur statique, la
phase hydrocarbure exempte de solvant et la phase aqueuse chargée de
solvant sont séparées. La phase hydrocarbure est soutirée. La phase
aqueuse chargée de solvant est recyclée à l'étape (b) etlou à l'étape (d).
Avantageusement, à l'issue l'étape de contact (d), la totalité du gaz à
traiter peut être mise en contact au cours de l'étape (b) avec la phase
aqueuse
recyclée riche en solvant.
Avantageusement aussi, à l'issue des étapes de contact (b) et (d), un
appoint de solvant peut être apporté à la phase gazeuse afin d'éviter les
problèmes de formation d'hydrates liés à l'étape de refroidissement (f) et de
compenser les pertes de solvant dans le gaz traité.
De préférence aussi, la phase aqueuse riche en solvant recyclée à
l'étape (b) peut contenir de 50 à 95% poids de solvant et la température de la
phase gazeuse à l'issue de l'étape (f) peut être comprise 16 entre -15 et -80
C,
le gaz obtenu à l'issue de l'étape (f) étant débarrassé de la majeure partie
de
l'eau et hydrocarbures supérieurs qu'il contenait à l'entrée du procédé.
De préférence encore, le lavage de la phase liquide hydrocarbure peut
être réalisé avec la phase aqueuse régénérée issue de l'étape (d) sur laquelle
un courant de purge est établi de manière à maintenir sensiblement constantes
les quantités de solvant et d'eau présentes dans l'ensemble du circuit.
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7a
Les avantages et caractéristiques de l'invention apparaitront mieux à la
lecture des descriptions données à titre d'exemples de réalisation, dans le
cadre d'applications, nullement limitatives, au traitement du gaz naturel, en
se référant aux dessins annexés.
Les Figures 2 et 3 schématisent le procédé selon l'invention, à savoir
une amélioration du procédé tel que décrit dans l'art antérieur, permettant
de diminuer la section et/ou la hauteur de la zone de contact G 1 par
l'introduction dans l'installation d'un mélangeur et d'un séparateur situés en
amont de la zone de contact G1 et permettant un premier échange entre la
solution aqueuse chargée de solvant et tout ou partie du gaz à traiter.
La Figure 2 présente une mise en oeuvre du procédé selon l'invention.
La phase aqueuse chargée en solvant issue du ballon séparateur B1
par le conduit 8 est envoyée par la pompe P1 dans le conduit 9 jusqu'à un
mélangeur M21, également connecté au gaz de by-passe amené par le
conduit 18. Au cours de l'étape de mélange, le gaz se charge de solvant.
Les deux phases aqueuse et gazeuse sont séparées dans un ballon
séparateur B21.
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Le gaz chargé de solvant issu du ballon B21 par le conduit 21 est
mélangé au gaz sortant de la zone de contact G1, puis envoyé par le
conduit 3 vers l'échangeur El.
La phase aqueuse, issue du ballon B21 est soulagée d'une partie du
solvant qu'elle contenait au sortir du ballon B1. Elle est injectée par le
conduit 22 en tête de la zone de contact G1. La concentration en solvant de
la phase aqueuse circulant par le conduit 22 est bien inférieure à celle de la
solution circulant dans le conduit 9. Du fait de cette faible concentration,
la
io section et/ou la hauteur de la zone de contact G1 seront sensiblement
réduites par rapport à celles qui sont nécessaires dans le procédé tel que
décrit dans l'art antérieur. Si le procédé contient une étape de lavage des
hydrocarbures supérieurs, la phase aqueuse issue du lavage par le
conduit 17 peut éventuellement être injectée dans la zone de contact G1 ou
mélangée à la phase aqueuse dans le conduit 22. Le choix du point
d'injection de la phase aqueuse sera effectué selon sa teneur en solvant.
Une quantité moindre de solvant devant passer de la phase aqueuse à
la phase gazeuse au cours de l'étape de contact dans la zone G 1, la taille
2o de l'équipement utilisé pour ce contact est significativement réduite.
Un autre mode de réalisation du procédé de l'invention est décrit ci-
après en liaison avec la Figure 3.
Selon ce mode de réalisation, l'ensemble du gaz produit, issu des
conduits 3 et 18, est envoyé dans le mélangeur M22. L'ensemble du gaz
produit est mélangé, dans le mélangeur M22, à la solution aqueuse chargée
en solvant provenant du ballon B1 et circulant par le conduit 9. Le gaz
sortant du ballon de séparation B22 par le conduit 23 est directement
3o envoyé à l'échangeur El, alors que la phase aqueuse issue du ballon B22
par le conduit 24 est injectée dans la zone de contact G1. Comme décrit
précédemment, si le procédé contient une étapè de lavage des
hydrocarbures supérieurs, la phase aqueuse issue du lavage par le conduit
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9
17, peut éventuellement être injectée dans la zone de contact G1 ou
mélangée à la phase aqueuse dans le conduit 24.
Le solvant mis en jeu dans le procédé de l'invention peut être choisi
parmi le méthanol, l'éthanol, le propanol, le méthylpropyléther, l'éthylpropyl-
éther, le dipropyléther, le méthyltertiobutyléther, le diméthoxyméthane, le
diméthoxyéthane et le méthoxyéthanol. On utilise le plus souvent le
méthanol.
L'Exemple 1 suivant illustre un procédé selon l'art antérieur et les
Exemples 2 et 3 illustrent les deux modes particuliers de réalisation du
procédé de l'invention.
EXEMPLE 1
Dans cet exemple, on procède selon l'art antérieur représenté par la
Figure 1. Un gaz naturel est produit sur site, à une pression de 6 MPa et une
température de 50 C ; sa composition est donnée dans le tableau 1 et il est
saturé en eau (teneur en eau à l'entrée du procédé environ 6000 ppm mole).
Son débit est de 108 tonnes/h, ce qui correspond à une production de
3,0 MNm3/jour.
Tableau 1
Composition % Poids
N2 1,6
C02 3,4
Méthane 70,4
Éthane 11,6
Propane 6,9
Butane 3,7
Pentane 1,4
C6+ 1,0
Le solvant utilisé pour cette application est le méthanol.
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La moitié du gaz produit (50 %) est injectée dans la zone de contact
G 1 par le conduit 1, l'autre moitié (50 %) est dirigée en tête du contacteur
par le conduit 18. Le contacteur G1 contient un garnissage structuré. Une
solution aqueuse de méthanol recyclée est injectée en tête du contacteur
5 par le conduit 2 à une température de - 25 C. A l'issue de l'étape de
contact,
une solution aqueuse appauvrie en solvant est issue du contacteur par le
conduit 4. Cette solution contient 160 ppm en masse de méthanol. Son débit
est de 245 kg/h ; il correspond approximativement à la quantité d'eau
initialement contenue dans les 108 tonnes/h de gaz à traiter.
Le gaz contenant le méthanol est dirigé vers l'échangeur E1 par le
conduit 3. Il reçoit, par le conduit 5, un appoint de 40 kg/h de méthanol.
Après l'échangeur El, sa température est de - 25 C. Le ballon B1 permet de
séparer :
- un flux de 99 500 kg/h de gaz traité, contenant une teneur résiduelle
en eau de 14 ppm mole, soit 10,5 kg/MNm3 ;
- un flux de 616 kg/h d'eau chargée de méthanol, qui est recyclé vers
la zone de contact G 1; et
- un flux de 8400 kg/h de phase hydrocarbure condensée (LGN) qui
peut éventuellement être stabilisée, puis lavée afin d'être débarrassée du
solvant qu'elle contient, avant valorisation.
EXEMPLE 2
Dans cet exemple, le gaz naturel, produit sur site, dans les conditions
de pression, température, débit et composition décrites dans l'exemple 1,
est traité selon le procédé de l'invention décrit dans la Figure 2. Dans cet
exemple encore, le solvant utilisé est le méthanol.
Dans cet exemple, le gaz de by-passe issu du conduit 18 est mis au
contact de la phase aqueuse chargée en solvant issue du ballon séparateur
B1 par le conduit 8 dans le melangeur M21. Au cours de cette étape de
mélange le gaz se charge de solvant.
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Les deux phases aqueuse et gazeuse sont séparées dans un ballon
séparateur B21.
Le gaz chargé de solvant issu du ballon B21 par le conduit 21 est
mélangé au gaz sortant de la zone de contact G 1, puis envoyé par le
conduit 3 vers l'échangeur El.
La phase aqueuse issue du ballon B21 est soulagée d'une partie du
solvant qu'elle contenait au sortir du ballon B1. Elle est injectée par le
conduit 22 en tête de la zone de contact G1.
De par le premier contact entre le gaz et la solution riche en solvant
dans le mélangeur M21, la concentration en solvant de la solution aqueuse
est divisée par un facteur 2,5 par rapport à la solution circulant dans le
conduit 9.
Toutes choses étant égales par ailleurs, des performances identiques
à celles décrites dans l'exemple 1 sont obtenues avec une colonne de
contact G1 réduite. En effet, le contact de la solution aqueuse partiellement
2o appauvrie en solvant par 44 % du gaz à traiter suffit à l'épuisement de la
solution.
Lorsque 56 % du gaz est by-passé, la concentration en méthanol de
l'eau issue du contacteur par le conduit 4 est de 160 ppm masse, comme
dans l'exemple 1.
L'épuisement de la solution est obtenu en utilisant une colonne d'un
diamètre réduit de 6% par rapport à l'exemple précédent. Le poids d'acier
lié à cette diminution de diamètre varie en proportion de cette réduction.
Le volume de garnissage nécessaire est lui aussi conséquemment
réduit, de 12 % ; en revanche, la hauteur de garnissage est identique à celle
de l'exemple 1.
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EXEMPLE 3
Dans cet exemple, le gaz naturel, produit sur site dans les conditions
de pression, température, débit et composition décrites dans l'exemple 1,
est traité selon le procédé de l'invention décrit dans la Figure 3. Dans cet
exemple encore, le solvant utilisé est le méthanol.
Selon cet exemple, une part du gaz à traiter est envoyée dans la zone
de contact G 1 par le conduit 1. Comme précédemment, le gaz chargé en
1o solvant après le contact, sort de G1 par le conduit 3. II est mélangé au
gaz
by-passé exempt de solvant dans le conduit 18. L'ensemble du gaz est
mélangé à la solution aqueuse chargée de solvant recyclée dans un
mélangeur M22. Le mélange est envoyé au ballon séparateur B22.
Deux phases sont issues du ballon séparateur B22 :
- le gaz contenant le solvant, qui est envoyé par le conduit 23 à la
l'échangeur de chaleur El ; et
- la solution aqueuse de solvant partiellement appauvrie, qui est
envoyée par le conduit 24 à la zone de contact G1.
De par le premier contact entre le gaz et la solution riche en solvant
dans le mélangeur M22, la concentration en solvant de la solution aqueuse
est divisée par un facteur 3,5 par rapport à la solution circulant dans le
conduit 9.
Toutes choses étant égales par ailleurs, des performances identiques
à celles décrites dans l'exemple 1 sont obtenues avec une colonne de
contact G1 réduite. En effet, le contact de la solution aqueuse partiellement
appauvrie en solvant par 31 % du gaz à traiter suffit à l'épuisement de la
3o solution.
Lorsque 69 % du gaz est by-passé, la concentration en méthanol de
l'eau issue du contacteur par le conduit 4 est de 160 ppm en masse, comme
dans l'exemple 1.
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13
L'épuisement de la solution est obtenu en utilisant une colonne d'un
diamètre réduit de 21 % par rapport à l'exemple 1. Le poids d'acier lié à
cette diminution de diamètre varie en proportion de cette rédùction.
Le volume de garnissage nécessaire est lui aussi conséquemment
réduit, de 38 %; en revanche, la hauteur de garnissage est identique à celle
de l'exemple 1.
La comparaison de l'exemple 1 selon l'art antérieur, d'une part, et des
exemples 2 et 3 selon l'invention, d'autre part, met en évidence que le
procédé selon l'invention permet une réduction significative de la section de
la zone de contact, et, par là-même, de l'encombrement et du poids induits
par cet équipement, ainsi que du volume de garnissage nécessaire à une
opération de traitement de gaz.
Le procédé selon l'invention offre comme avantage d'être moins
coûteux en investissement que les procédés décrits dans l'art antérieur, de
par la double réduction de la section du contacteur et du volume de
garnissage nécessaires aux opérations.
