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PROCEDE POUR L'AJUSTEMENT DU POUVOIR CALORIFIQUE
SUPERIEUR DU GAZ DANS LA CHAINE DU GNL
DOMAINE TECHNIQUE
L'invention a pour objet un nouveau procédé pour l'ajustement du pouvoir
calorifique supérieur du gaz dans la chaîne du GNL.
ETAT DE LA TECHNIQUE
Le gaz naturel est essentiellement utilisé comme combustible dans des brûleurs
des chaudières, des turbines à gaz pour la production d'électricité ou, plus
simplement, dans les cuisinières domestiques. Tous ces équipements doivent
pouvoir
brûler le gaz de façon sûre et fiable. Il est donc essentiel que les
caractéristiques de
combustion de ce gaz soient constantes pour être durablement compatibles avec
les
équipements des utilisateurs.
Lune des propriétés principales du gaz nécessaire à la définition des brûleurs
est son Pouvoir Calorifique Supérieur (PCS). Il s'agit de la puissance
thermique
dégagée lors de la combustion. Il se mesure en kcal/Nm3 ou, en unité anglo-
saxonne,
en BIU/scf.
Lune des sources d'approvisionnement en gaz des pays consommateurs est le
Gaz Naturel Liquéfié (GNL) produit à partir des gisements par des usines de
liquéfaction. Celles-ci ont aujourd'hui pour principaux débouchés les pays
d'Extrême-Orient, principalement le Japon, la Corée du Sud et Taiwan. Ces pays
ont
en commun d'utiliser des gaz dont le PCS est élevé (de l'ordre de 1150 à 1250
BTU/scf). Les Etats-Unis et le Royaume-Uni deviennent depuis quelques années
des
importateurs importants de GNL et on peut prévoir une forte augmentation de
leur
demande dans les prochaines années. Dans ces deux pays, les réseaux
distribuent des
gaz naturels dont le PCS est nettement plus faible que celui des pays
traditionnellement importateurs. Une revue complète est proposée dans
"Differing
market quality specs challenge LNG producers", Y. Bramoullé, P. Morin, J. P.
Capelle (Total) Oil and Gas Journal, Il octobre 2004.
Le gaz naturel est un mélange d'hydrocarbures comprenant principalement du
méthane. de l'éthane, du propane. du butane et quelques traces d'hydrocarbures
plus
lourds. Tous ces constituants n'ont pas le même PCS si bien que le PCS du gaz
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dépend de sa composition. Le PCS d'un hydrocarbure est fonction de la longueur
de
sa chaîne de carbone; plus la chaîne est longue, plus le PCS est élevé. A
l'opposé, un
gaz non combustible possède un PCS nul. Un gaz naturel aura en conséquence un
PCS d'autant plus élevé que sa teneur en hydrocarbures lourds est plus
importante.
Il y a ainsi deux moyens de diminuer la valeur du PCS d'un gaz: (1)
l'injection
d'un gaz ballast, en particulier l'azote, dont la contribution calorifique est
nulle et (2)
l'extraction des hydrocarbures les plus lourds qui ont la contribution
calorifique la
plus forte.
L'injection d'azote est couramment employée dans les terminaux de réception
du GNL mais la teneur maximum en azote est limitée dans les réseaux. Il
s'ensuit
que pour certains gaz, l'injection d'azote est insuffisante car la teneur en
azote
maximum acceptable est atteinte avant que le PCS du gaz ne soit suffisamment
abaissé. L'injection d'azote n'est donc pas une voie prometteuse.
L'extraction des constituants lourds a donné lieu à un certain nombre de
brevets et de publications.
Le document "Select optimum extraction method for LNG regasification", S.
Huang, D. Coyle, J. Cho et C. Durr, Hydrocarbon Processing, Juillet 2004,
décrit les
différents procédés d'extraction de constituants lourds aux terminaux de
réception de
GNL.
70 US-A-6564579
propose un procédé d'extraction des constituants les plus
lourds du GNL, y compris d'une fraction de l'éthane, aux terminaux de
réception.
Le document "Cost effective design reduces C2 and C3 at LNG terminais", Oit
and Gas Journal, Mai 2003 propose deux procédés pour respectivement extraire
l'éthane et le propane du GNL.
Il apparaît toutefois que les spécifications des gaz aux Etats-Unis et au
Royaume-Uni sont tellement basses que l'extraction de propane s'avère souvent
insuffisante et que l'extraction d'une partie de l'éthane est également
nécessaire. Or,
si le propane est un produit commercial dont la vente est aisée et rentable,
l'éthane
est un produit principalement destiné à la pétrochimie pour lequel il n'existe
pas
nécessairement de débouché à proximité du site assurant son extraction.
L'inconvénient de tous les procédés d'extraction des composés lourds visés
plus haut est de ne proposer aucune utilisation de l'éthane extrait.
La société Davy Process propose, sous licence Johnson Matthey Catalyst, un
procédé de conversion chimique des hydrocarbures lourds en méthane permettant
d=abaisser le PCS du gaz sans pour autant co-produire d'éthane. Ce procédé est
brièvement décrit dans le bilan annuel "Gas Proeesses 2004" de la revue
lydrocarbon Processing.
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Il existe donc un besoin pour un procédé économique intégré à la chaîne de
production du gaz, notamment du GNL, pour l'abaissement du PCS du gaz, ledit
procédé proposant une utilisation de l'éthane extrait.
RESUME DE L'INVENTION
L'invention a pour objet un procédé de traitement d'un gaz naturel contenant
de
l'éthane, comprenant les étapes suivantes:
(a) extraction d'au moins une partie de l'éthane du gaz naturel;
(b) réformage d'au moins une partie de l'éthane extrait en un gaz de
synthèse;
(c) méthanation du gaz de synthèse en un gaz riche en méthane; et
(d) mélange du gaz riche en méthane au gaz naturel.
Selon une première variante, le procédé comprend en outre l'étape (al) de
désacidification et séchage du gaz naturel avant l'étape (a); et l'étape (a)
est mise en
uvre sur du gaz naturel adouci et séché; et l'étape (d) de mélange est mise en
uvre
avant l'étape (ai).
Selon un mode de réalisation, le procédé comprend en outre une étape de
réformage et méthanation sur une partie du gaz naturel avant l'étape (a).
Selon un mode de réalisation, le procédé comprend en outre l'utilisation d'une
partie de l'éthane extrait en tant que gaz combustible, par exemple jusque
70%.
Selon un mode de réalisation, le procédé comprend en outre l'étape de
liquéfaction du gaz.
Selon une seconde variante, l'étape (a) est mise en uvre sur du gaz naturel
adouci et séché; et le procédé comprend en outre une étape de séchage du gaz
riche
en méthane avant l'étape (d).
Selon un mode de réalisation, dans le procédé le gaz naturel adouci et séché
est
disponible sous forme liquéfiée.
Selon un mode de réalisation, dans le procédé l'étape de méthanation produit
de
la chaleur qui est utilisée pour vaporiser en partie le gaz sous forme
liquéfié.
Le procédé selon l'invention peut comprendre l'étape de séparation des
composants lourds dudit gaz en une fraction légère et une fraction de
composants
plus lourds contenant de l'éthane et des GPL.
Selon un mode de réalisation, le procédé comprend en outre l'étape de
fractionnement des composants plus lourds en au moins un courant contenant de
l'éthane et des courants de GPL.
Le procédé selon l'invention est adapté pour l'ajustement calorifique
supérieur
dudit gaz.
L'invention a aussi pour objet une installation pour la mise en oeuvre du
procédé selon l'invention.
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Ainsi, l'invention a encore pour objet une installation de traitement d'un gaz
naturel contenant de l'éthane dans une ligne d'alimentation, comprenant les
éléments
suivants:
(I) une colonne d'extraction d'au moins une partie de l'éthane du
gaz
naturel;
(ii) un réacteur de reformage de ladite partie de l'éthane extrait en un
gaz
de synthèse;
(iii) un réacteur de méthanation du gaz de synthèse en un gaz riche en
méthane qui est connecté audit réacteur de réformage; et
(iv) un mélangeur du gaz riche en méthane au gaz naturel.
Selon une première variante, l'installation comprend en outre des unités de
désacidification et séchage du gaz naturel en amont de la colonne
d'extraction; le
mélangeur étant situé en amont desdites unités de désacidification et séchage.
Selon un mode de réalisation, les réacteurs de reformage et méthanation sont
en partie installés sur la ligne d'alimentation en gaz.
Selon un mode de réalisation, l'installation comprend des turbines de
production d'énergie alimentées en partie par une partie de l'éthane extrait.
Selon un mode de réalisation, l'installation comprend en outre une unité de
liquéfaction du gaz.
Selon une seconde variante, l'installation comprend une alimentation en gaz
naturel adouci et séché; et un dispositif de séchage du gaz riche en méthane
en amont
du mélangeur.
Selon un mode de réalisation, l'alimentation est une alimentation en gaz sous
forme liquéfiée.
Selon un mode de réalisation, l'installation comprend un échangeur de chaleur
entre la ligne de gaz liquéfié et le réacteur de méthanation.
L'installation peut comprendre une colonne de séparation en une fraction
légère
et une fraction de composants plus lourds contenant de l'éthane et des GPL.
Selon un mode de réalisation, l'installation comprend en outre une unité de
fractionnement des composants plus lourds en au moins un courant contenant de
l'éthane et des courants de GPI,.
L'invention a également pour objet un procédé de liquéfaction de gaz naturel
contenant de l'éthane, comprenant les étapes suivantes :
¨ désacidification et séchage du gaz naturel ;
- pré-refroidissement du gaz naturel désacidifié et sec ;
¨ extraction d'au moins une partie de l'éthane du gaz naturel prérefroidi
pour
produire une fraction riche en éthane et une fraction pauvre en éthane ;
¨ refroidissement et liquéfaction de la fraction pauvre en éthane :
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¨ séparation de la fraction riche en éthane en une coupe riche en éthane,
et
une coupe riche en propane et une coupe riche en, butane et condensats ;
¨ réformage d'au moins une partie de la coupe riche en éthane en un gaz de
synthèse ;
5 - méthanation du gaz de synthèse en un gaz riche en méthane ; et
¨ mélange du gaz riche en méthane au gaz naturel avant la désacidification
et
le séchage.
L'invention propose une intégration efficace dans la chaîne de GNL de la
conversion chimique des hydrocarbures plus lourds que le méthane, en
particulier de
l'éthane, contenus dans le gaz naturel afin d'en abaisser le PCS.
L'objet de la présente invention est donc de proposer un procédé économique
intégré à la chaîne du gaz, en particulier du GNL. L'intégration peut se faire
aussi
bien dans les usines de liquéfaction que dans les terminaux de réception. Bien
que le
GNL soit le champ d'application le plus favorable à l'invention, cette
dernière peut
aussi être utilisée avec profit dans le traitement de gaz, en particulier dans
les unités
d'extraction des Gaz de Pétrole Liquéfiés (GPL) où on souhaite produire un gaz
plus
pauvre que celui qui est produit lors de la simple extraction des GPL.
L'invention
s'applique donc aussi bien aux unités de liquéfaction du gaz naturel qu'aux
terminaux de réception du gaz naturel. Elle s'applique aussi aux unités
d'extraction
de GPL.
BREVE DESCRIPTION DES FIGURES
- La figure I présente l'intégration de la conversion de l'éthane dans une
unité
de liquéfaction de gaz naturel ;
- La figure 2 présente une vue détaillée de l'unité de conversion de
l'éthane ;
- La figure 3 présente l'intégration de la conversion de l'éthane dans un
terminal de réception de gaz naturel ;
- La figure 4 présente un mode de réalisation de l'intégration de la
conversion
de l'éthane dans une usine de liquéfaction de gaz naturel ;
- La ligure 5 présente l'intégration de la conversion de l'éthane pour la
production de gaz pauvres non liquéfiés à partir d'unités d'extraction de GPL
- La figure 6 présente une unité selon l'art antérieur ;
- La figure 7 présente une unité comme comparatif de l'invention ;
- La figure 8 présente un mode de réalisation de l'invention ;
- La figure 9 présente un autre mode de réalisation de l'invention.
EXPOSE DETAILLE DE MODES DE REALISATION DE L'INVENTION
La description relative aux unités de liquéfaction est donnée en référence à
la
figure I. Le gaz à liquéfier contient le plus souvent des gaz acides (CO2 et I-
12S) qui
sont retirés du gaz dans une unité de désacidification (1). qui peuvent être
basée sur
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l'utilisation de solutions aqueuses d'amines. Le gaz est ensuite séché en (2)
pour
éviter la cristallisation de l'eau dans les équipements cryogéniques. Le gaz
entre
alors dans la section cryogénique (3) (marquée par un trait en pointillés). Il
est
d'abord pré-refroidi en (4) jusqu'à une température classiquement comprise
entre -
20 C et -40 C. Le gaz est ensuite introduit dans une colonne (5) classiquement
nommée "scrubb column" où les constituants lourds du gaz sont lavés par le
reflux
(6). Le gaz en tête est davantage refroidi en (7) et partiellement condensé.
Le gaz et
la vapeur sont séparés dans le ballon de reflux (8). Le liquide (6) est
utilisé comme
reflux dans la colonne (5) et le gaz est introduit dans l'échangeur (9) où il
est
liquéfié. Le GNL produit (10) est d'abord détendu à basse pression en (22). Il
se
sépare en une phase liquide (24) et une phase vapeur (23) dans le séparateur
(22).
Cette dernière phase vapeur, après recompression, est utilisée comme gaz
combustible dans l'usine à laquelle il fournit l'énergie. Le GNL à l'état de
produit
liquide en (24) est envoyé dans les bacs de stockage.
La "scrubb column" (5) a principalement pour fonction de retirer du gaz les
constituants lourds tels que le benzène ou le cyclohexane dont les points de
cristallisation sont élevés et la solubilité dans le GNL faible. Les
constituants les plus
lourds du gaz sont recueillis sous forme liquide en cuve de la colonne (5).
Outre le
benzène, d'autres constituants sont entraînés dont les GPL (propane et
butane), les
condensais correspondant à la coupe C5+ ainsi qu'une fraction de l'éthane
contenu
dans le gaz et du méthane dissous. La fraction d'éthane extraite est d'autant
plus
importante que la température du ballon de reflux (8) est plus basse.
Les produits extraits sont valorisables et sont séparés dans l'unité de
fractionnement (1]) (identifiée par les pointillés) pour être vendus
séparément. 11
existe plusieurs agencements des colonnes de fractionnement et la plus simple
est
représentée ici, mais les variantes sont aisément accessibles à l'homme de
l'art. Les
liquides (12) issus de la colonne (5) sont introduits dans une colonne (13)
appelée dé-
éthaniseur. On en extrait en tête une coupe riche en éthane (14). Cette coupe
contient
également sensiblement la totalité du méthane dissous dans le liquide (12). En
cuve
est produite une coupe C3+ (15) contenant le propane et tous les produits plus
lourds
que le propane. Ce mélange (15) est introduit dans le dé-propaniseur (16) dont
on tire
le propane (17) en tête et une coupe C4+ (18) en cuve. Enfin, cette dernière
est
séparée en butane commercial (19) et condensats (20) dans le dé-butaniseur
(21). Les
produits séparés issus de l'unité de fractionnement, à savoir le propane (17).
le
butane (19) et les condensats (20) sont expédiés vers leur stockage respectif
avant
commercialisation.
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Comme il est rare que le flux (14) riche en éthane trouve une valorisation à
proximité de l'usine de liquéfaction, il est généralement comprimé et
réinjecté dans
le gaz naturel avec lequel il est liquéfié.
Les usines de GNL sont fortement consommatrices de puissance et l'éthane
peut aussi être mélangé au gaz combustible (23) pour une utilisation locale.
Toutefois, les turbines à gaz utilisées dans les usines de GNL n'acceptent
qu'une
teneur limitée en éthane dans le gaz combustible, de l'ordre de 15% volume. De
fait,
lorsque l'éthane est mélangé au gaz combustible, cette valeur est le plus
souvent
dépassée et ce débouché est nécessairement limité.
L'invention propose de convertir chimiquement l'éthane contenu dans le flux
(14) en méthane. A cet effet, le flux (14) est introduit dans une unité de
conversion
(25) où la plus grande partie de l'éthane est convertie en méthane. On produit
ainsi
un gaz pauvre qui peut être mélangé au gaz naturel sans augmenter la valeur de
son
PCS. En outre, le gaz produit étant essentiellement du méthane, il est plus
pauvre que
le gaz naturel à l'entrée de l'usine et contribue par mélange à diminuer
globalement
la valeur du PCS du GNL.
L'unité (25) peut entraîner, dans certains cas, des réactions chimiques
secondaires qui fabriquent des sous-produits, principalement du gaz carbonique
et de
l'eau. Puisque ces deux constituants sont susceptibles de cristalliser dans la
section
cryogénique de l'usine, le flux (26) est, après compression, mélangé au gaz
naturel à
l'entrée de l'usine dans un mélangeur qui peut être par exemple une vanne de
mélange. Le gaz carbonique ainsi ajouté est extrait conjointement à celui du
gaz
naturel dans l'unité (1) de désacidification puis l'eau ajoutée est extraite
dans l'unité
de séchage (2).
Selon une variante, le procédé de conversion d'hydrocarbures en méthane et
plus particulièrement d'éthane en méthane comprend principalement deux étapes
en
série.
Dans un premier réacteur. les hydrocarbures les plus lourds sont
(catalytiquement) réformés à la vapeur en un mélange d'hydrogène (112) et de
monoxyde de carbone (CO) appelé gaz de synthèse. Dans un second réacteur, le
mélange 112/C0 est transformé en méthane sur catalyseur.
La réaction de réformage s'écrit de façon générale :
11C + 1120 --> H2 + CO (RI)
Par exemple pour l'éthane, on a :
+ 2 H20 --> 5 H2 + 2 CO
Cette réaction est endothermique.
La réaction de méthanation s'écrit :
2 112 4 2 CO - C114 i CO2 (R2)
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Cette réaction est exothermique.
Dans ce procédé de conversion, la chaleur libérée par la réaction de
méthanation est utilisée pour la réaction de réformage à la vapeur. Toutefois,
l'équilibre thermique n'est pas atteint et un appoint de chaleur est apporté.
Le bilan global s'écrit de la façon suivante pour les premiers hydrocarbures :
- Ethane
4 C2H6 + 9 H20 7 CH4 + 7 1-120 + CO2
- Propane
2 C3H8 +7 H20 ----> 5 C1-14 +5 H20 + CO2
-Butane
4 C4H10 + 19 1-120 ----> 13 CH4 + 13 H20 + 3 CO2
On voit que le rendement en carbone de la réaction diminue au fur et à mesure
que le nombre de carbone de la molécule d'hydrocarbure transformée augmente.
Selon un mode de réalisation, on ne transformera que la fraction éthane et on
préservera les coupes butane et propane. Le flux en tête de la colonne de dé-
éthanisation où se trouve concentré l'éthane est donc celui qui, converti,
présente le
meilleur rendement en carbone du procédé.
On peut suivre de façon plus détaillée le procédé à l'aide de la figure 2. Le
gaz
d'alimentation (101) contient du méthane et les hydrocarbures plus lourds qui
vont
être transformés, principalement l'éthane dans le cas de l'invention. Le gaz
d'alimentation (101) est préchauffé en (104) jusqu'à la température nécessaire
pour
une désulfuration (105). La phase de désulfuration est préférée car les
catalyseurs
situés en aval sont en général sensibles aux produits soufrés. Le gaz
désulfuré est
mélangé à de la vapeur (106), chauffée jusqu'à une température de l'ordre de
375 C
dans un saturateur (108) équipé d'une purge d'eau. Ce gaz contenant de l'eau
(en
général ce gaz est saturé en eau) est ensuite introduit dans le réacteur
(103). Ce
réacteur (103) est le réacteur Catalytic Rich Gas (CRG) où à lieu la réaction
de
réformage sélectif des hydrocarbures plus lourds que le méthane selon la
réaction RI
en un gaz de synthèse. Le gaz chaud est refroidi en (109) où la chaleur
disponible
dans le gaz est utilisée pour produire de la vapeur, qui est envoyée par (106)
vers le
saturateur (108). Le gaz refroidi peut éventuellement être séparé en deux.
Dans ce
cas, une partie est refroidie avant d'être recyclée par un compresseur vers le
gaz
d'alimentation. Cette partie sert de diluant du gaz d'alimentation, si on le
souhaite. Le
gaz refroidi ou une partie de celui-ci est introduit dans le réacteur de
méthanation
15 (113) où le gaz de synthèse réagit selon la réaction R2. Le gaz fabriqué
est alors
refroidi par exemple sur l'échangeur (104) pour préchauffer le gaz
d'alimentation
et/ou pour produire de la vapeur qui pourra être utilisée dans le CRG.
= CA 02567893 2012-08-20
9
A l'issu de ce processus, les hydrocarbures lourds présents dans le gaz (101)
ont
été transformés sélectivement en méthane par voie catalytique.
Les sous-produits de la conversion (H20 et CO2) incompatibles avec le
traitement
cryogénique ultérieur du gaz sont éliminés dans l'unité de désacidification
(1) pour
le gaz carbonique et dans l'unité de séchage (2) pour l'eau.
Ainsi l'unité de conversion s'intègre naturellement dans un procédé de
liquéfaction
de gaz naturel.
Cependant, l'invention s'applique également aux terminaux de réception du GNL
dans lesquels l'unité de conversion peut également être intégrée de façon très
efficace. La description de l'invention dans le cas des terminaux méthaniers
s'appuie sur la figure 3.
Le gaz liquéfié est déchargé du méthanier (201) et stocké dans les bacs de
stockage (202). Les vapeurs de bacs (203) après compression dans le
compresseur (204) et le GNL (205) sont remélangés dans le reliquéfacteur
(206).
L'ensemble est pompé à haute pression (de l'ordre de 20 à 35 bar) par les
pompes
(207) et partiellement vaporisé dans l'échangeur (208). Le mélange est
introduit en
tête de la colonne (209). Les vapeurs de tête de la colonne (209) sont
comprimées
dans le compresseur (210) et liquéfiées par récupération du froid du GNL pour
fournir un courant de gaz liquéfié (221). Le liquide de cuve (211) de la
colonne (209)
contient la coupe C2+ du GNL. Elle est séparée en ses différents constituants
dans
une succession de colonnes de fractionnement (212) et (213). La colonne de
dééthanisation (212) sépare l'éthane (214) en tête de la coupe C3+ (215) en
cuve.
Cette dernière est à nouveau distillée en une coupe propane valorisable (216)
et
une coupe C4+ (217). Une dernière colonne, non montrée, permettrait de séparer
le
butane des condensats si nécessaire.
Le flux d'éthane (214) est dirigé vers l'unité de conversion (218) similaire à
celle
déjà décrite pour l'unité de liquéfaction. On en extrait un gaz (219) riche en
méthane
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9a
dans lequel l'éthane a été converti en méthane. Ce gaz contient les mêmes sous-
produits que dans le cas de l'usine de liquéfaction, à savoir du gaz
carbonique et de
l'eau. La teneur obtenue en gaz carbonique est en général inférieure à celle
qui est
tolérée dans les réseaux alimentés par les terminaux méthaniers si bien que,
contrairement aux usines de liquéfaction, il n'est pas nécessaire de prévoir
une
désacidification. Le gaz carbonique est d'ailleurs un inerte qui contribue à
l'abaissement du pouvoir calorifique du gaz. L'eau est toutefois en général
éliminée
en (220) car sa teneur dans le gaz produit excèderait celle des spécifications
les
plus courantes. On peut, pour ce faire, utiliser une unité de séchage au
glycol.
Le gaz liquéfié (221) est pompé jusqu'à la pression du réseau (soit
typiquement de
40 à 120 bar) en (222) et vaporisé. La vaporisation du GNL requiert
d'importantes
CA 02567893 2006-11-14
quantités de chaleur dont la fourniture a un coût opératoire. L'unité de
conversion
produit de son coté une chaleur résiduelle qui peut être utilisée en (223)
pour
contribuer de façon économique à la vaporisation du GNL. L'essentiel de
l'apport de
chaleur se fait néanmoins en (224) par les technologies classiques de
vaporiseurs à
eau de mer ou par des vaporiseurs à flamme immergée.
La conversion de l'éthane s'intègre ,donc aussi bien dans un terminal de
réception que dans une usine de liquéfaction.
Bien que la meilleure localisation se situe sur le flux de tête de la colonne
de
dé-éthanisation, il est possible de placer l'unité de traitement sur une
partie du flux
d'alimentation.
La localisation sur le courant de tête du dé-éthaniseur présente plusieurs
avantages dans les deux cas. Tout d'abord, le flux de tête du dé-éthaniseur
est celui
dans lequel l'éthane est le plus concentré. En conséquence, c'est le
traitement de ce
flux qui conduit à l'unité de conversion la plus petite. A titre de
comparaison, si
l'unité de conversion était localisée sur une partie du flux d'alimentation
(101) de
rusine de liquéfaction, son débit devrait être presque trois fois supérieur à
celui de
l'invention en raison de la plus grande dilution de l'éthane. De plus, une
telle
localisation convertirait aussi les GPL. Les GPL, essentiellement propane et
butane
sont des produits partout aisément valorisables alors que le marché de
l'éthane se
restreint aux zones d'activités de la pétrochimie. Il y a donc intérêt à
convertir le plus
d'éthane possible et le moins de GPL possible. Le flux de tête de la colonne
de dé-
éthanisation étant pratiquement exempt de GPL, son traitement permet d'éviter
la
conversion de GPL et de ne convertir que l'éthane. Cependant, d'autres modes
de
réalisation sont possibles dans lesquels le traitement ne se fait pas
nécessairement
uniquement sur le courant de tête du dé-éthaniseur.
La figure 4 représente un exemple d'usine de liquéfaction de gaz naturel.
Le gaz d'alimentation (401) est disponible à 43 bar et possède la composition
suivante du tableau 1.
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11
Tableau 1.
Constituant Composition molaire en %
CO2 1,85
N2 1,18
CH4 84,27
C2H6 10,19
C3H8 2,15
iC4H10 0,14
nC4H10 0,19
iC51-112 0,02
nC51-112 0,01
Le débit du gaz est de 31417 kmole/h.
Le GNL est destiné à l'un des pays qui requiert un PCS faible et la
composition
Constituant Composition molaire en %
N2 0,42
C114 91
C2H6 8,5
C3H8 0.08
On constate que l'éthane qui représente 12,1% du méthane dans le gaz
d'alimentation ne représente plus que 9,3% du méthane dans le GNL final. Il
faut
Le gaz est d'abord comprimé à 50 bar dans le compresseur (402). La présence
de gaz carbonique implique une décarbonatation dans l'unité de lavage aux
amines
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12
réintroduit dans l'échangeur (408) où il est liquéfié à une température de -
157 C en
(412). 11 est ensuite détendu d'abord dans une turbine hydraulique (413a) puis
dans
une vanne (non montrée) jusqu'au ballon de flash (413b) où l'équilibre liquide-
vapeur s'établit à 1.3 bar et -160.4 C. Après réchauffage et compression, le
gaz (414)
est utilisé comme gaz combustible (Fuel Gas ou FG) dans les turbines à gaz
entraînant les compresseurs de cycle. Le GNL (415) est expédié vers les
stockages
(416). La liquéfaction du gaz est obtenue par refroidissement jusqu'à -157 C
au
moyen d'un cycle de réfrigération à multicomposant schématiquement montré en
(417).
Le liquide (418) issu de la colonne (406) contient environ 25% de l'éthane
contenu dans le gaz d'alimentation (401). Ce liquide est introduit dans la
colonne de
dé-éthanisation (419). L'éthane contenu dans le flux (418) et le méthane
dissous dans
le flux (418) sont recueillis en tête de la colonne (419) par la ligne (419a).
Le propane, le butane et les condensats contenus dans (418) se retrouvent dans
le flux de cuve de la colonne (419) et sont ensuite séparés dans les colonnes
de
dépropanisation (420) et de débutanisation (421). Un flux de 652 kmole/h de
propane
commercial est produit en (422) soit une récupération de 95% du propane
entrant.
Plus de 98% du butane entrant avec le gaz d'alimentation est recueilli en
(423), soit
environ 102 kmole/h. Enfin la totalité des condensats est produit en (424),
soit
environ 9 kmole/h.
L'ensemble des colonnes (419). (420) et (421) constitue l'unité de
fractionnement (425), représentée en pointillés sur la figure.
Une fraction du flux riche en éthane (419a) en tête de la colonne (419) est
orientée en (426) vers le système de gaz combustible de l'usine. Son débit de
617
kmole/h est limité par la quantité d'éthane tolérée par les turbines à gaz où
il sera
brûlé. Le reste (427), soit environ 1120 kmole/h, est dirigé vers l'unité de
conversion
(428) pour y subir les opérations de reformage à la vapeur et de méthanation.
Le gaz (429) issu de l'unité de conversion a un débit de 1637 kmole/h et
possède la composition suivante selon le tableau 3 :
Tableau 3.
Constituant Composition molaire en %
CO2 7,9
N, 0.1
C1-14 92
C2116 0
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Ce courant de gaz (429) est en outre saturé en eau. On constate que l'éthane a
été converti en totalité. Ce courant de gaz (429) est mélangé au gaz
d'alimentation
(401) : ils sont alors ensemble décarbonatés et séchés respectivement dans les
unités
(403) et (404). (La présence d'eau et de gaz carbonique dans le flux (429) le
rend
impropre aux traitements cryogéniques de liquéfaction de façon directe).
On notera que si l'éthane n'avait pas été converti et en l'absence de débouché
commercial, il aurait fallu l'utiliser comme gaz combustible dans les turbines
à gaz.
Outre la difficulté déjà mentionnée de brûler des gaz à forte teneur en éthane
dans
ces turbines, il y a un autre inconvénient à utiliser l'éthane comme
combustible. Le
gaz combustible de l'usine est produit par détente du GNL (412) au bout froid
de
l'échangeur (408). 11 peut paraître paradoxal de produire le gaz combustible à
basse
pression et de le comprimer jusqu'à la pression d'utilisation dans les
turbines à gaz
de l'ordre de 25 à 35 bars alors que le gaz naturel est disponible à haute
pression. Ce
procédé résulte néanmoins d'une optimisation. La quantité de gaz combustible
du
courant (414) dépend de la température du flux (412) : plus elle est élevée,
plus la
quantité de gaz flashé est importante et moins le cycle frigorifique (417) se
trouve
sollicité. Le bilan global montre qu'il est plus favorable de produire le GNL
(412) à
température plus élevée et que l'énergie de compression du gaz combustible
(414) se
trouve plus que compensée par l'économie réalisée sur le cycle (417). Si
l'éthane
produit en (425) est utilisé comme gaz combustible, la quantité de gaz
nécessaire en
(414) est réduite d'autant, laquelle réduction contraint à produire le flux
(412) à une
température inférieure. Ce processus va à l'encontre de l'optimisation
précédemment
décrite. La conversion de l'éthane contenu dans (425) permet donc d'éviter son
utilisation comme gaz combustible. Le débit de (414) est ainsi augmenté de
façon à
couvrir au maximum les besoins de l'usine dans le cadre de l'optimisation
décrite
plus haut et le bilan énergétique global est amélioré.
L'invention peut également être mise en ceuvre pour la production de gaz
pauvres non liquéfiés à partir d'unités d'extraction de GPL. On en trouvera
une
illustration sur la figure 5. Les procédés d'extraction de GPL connaissent de
nombreuses variantes; néanmoins, l'exemple décrit en regard de la figure 5
peut être
considéré comme générique.
Le gaz d'alimentation (501), le plus souvent chargé en gaz acide 1-12S et CO2
est désacidifié dans l'unité de désacidification (502) puis séché dans l'unité
(503). 11
est ensuite refroidi et partiellement condensé dans l'échangeur cryogénique
(504). Le
liquide et la vapeur sont séparés dans le séparateur (505). Le gaz est détendu
dans
une turbine (506) et le liquide dans la vanne (507). Tous deux alimentent la
colonne
(519) où les hydrocarbures les plus lourds sont séparés du gaz naturel. Le gaz
épuré
est soutiré en tête et envoyé par l'échangeur (504). Le liquide riche en GPL
est
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soutiré en cuve (508). Ce dernier contient une partie de l'éthane contenu dans
le gaz
d'alimentation ainsi que du méthane dissous.
Le liquide riche en GPL est séparé en une coupe C3+ en cuve (509) de la
colonne (517) et le gaz de tête (510) contient l'éthane et le méthane. Le
liquide (509)
est ensuite séparé classiquement en propane (511), butane (512) et condensats
(513)
qui sont ensuite commercialisés.
Le mélange d'éthane et de méthane (510) est introduit dans l'unité de
conversion (514) où l'éthane est converti en méthane. Le gaz résultant (515)
contient
du gaz carbonique et de l'eau issus des réactions chimiques qui ont lieu dans
l'unité
de conversion et est, après compression en (516) mélangé au gaz d'alimentation
(501). Le gaz carbonique et l'eau sont alors éliminés conjointement à ceux du
gaz
(501) d'alimentation.
Dans ce qui suit, on compare les cas suivants :
- cas 1), usine de liquéfaction classique avec fractionnement, dans
laquelle le
courant de tête du dé-éthaniscur est utilisé comme FG; cette usine est
représentée à la
figure 6;
- cas 2), usine de liquéfaction classique comportant l'étape de conversion
sur
une partie du courant d'alimentation en gaz (environ 1/3) et dans laquelle le
courant
de tête du dé-éthaniseur est envoyé vers l'unité de liquéfaction afin d'y être
liquéfier
avec le flux principal de gaz; cette usine est représentée à la figure 7 ;
- cas 3), usine de liquéfaction selon l'invention comportant l'étape de
conversion en partie sur le courant d'alimentation en gaz (environ 15%) et
dans
laquelle le courant de tête du dé-éthaniseur est en partie envoyé vers l'étape
de
conversion et en partie vers le FG (environ 60%) ; cette usine est représentée
à la
figure 8 ;
- cas 4), usine de liquéfaction selon l'invention comportant l'étape de
conversion sur une partie du courant de tête du dé-éthaniseur, l'autre partie
étant
utilisée comme FG; cette usine est représentée à la figure 9.
Le courant à traiter est celui dont la composition est celle du tableau 1, le
débit
est d'environ 33000 kmol/hr, et on cherche à produire un gaz dont le PCS est
de 1075
btu/scf. Le tableau 4 ci-dessous donne les résultats des différents cas de
figure. On
trouve le débit au niveau du réacteur CRG en kmol/hr. la température en tête
du
cycle de liquéfaction (Tliq), le débit de production de GPL en kmol/hr et la
composition du gaz FG (en % molaire).
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Tableau 4.
Cas CRG (kmol/hr) Thq GPL kmol/hr FG (%)
1 0 -160 C 716 9.3% N2
36% CH4
53% C21-16
2 12250 -148 C 364 9.2%N2
90% CH4
3 6200 -153 C 624 9% N2
77% CI-14
14% C1116
4 4250 -154 C 833 10% N2
76% CH4
14% C2H6
Le cas I fournit un gaz FG qui comporte trop d'éthane, ce qui rend
problématique son utilisation dans les turbines à gaz de l'unité, sauf à
dimensionner
5 celles-ci pour accepter à la fois le gaz naturel lors du démarrage de
l'unité et le gaz
avec une grande quantité d'éthane lors de son fonctionnement nominal. Le cas 2
présente certes une température de liquéfaction élevée (car il y une grande
production de gaz de flash) mais le débit imposé au réacteur CRG est trop
élevé. Les
cas 3 et 4 fournissent des compositions de FG sensiblement identiques et des
10 températures de fonctionnement de l'unité de liquéfaction sensiblement
identiques,
avec un meilleur rendement en gaz pour le cas 4. La variation du cas 3) au cas
4) se
fait en envoyant éventuellement une partie du courant d'alimentation vers le
procédé
de traitement selon l'invention. On peut par exemple envoyer de 0% à 35% du
courant d'alimentation vers le procédé de traitement selon l'invention. De
même, le
15 courant d'éthane obtenu en tête du dé-éthaniseur peut être envoyé en
totalité vers le
traitement de méthanation selon l'invention, ou au contraire être en partie
utilisé
comme gaz combustible (FG) de l'unité. On peut ainsi envoyer ce courant
d'éthane
en totalité vers la conversion ou seulement en partie (par exemple 40 % comme
dans
le cas 3 ) selon la teneur initiale d'éthane dans le gaz d'alimentation et la
teneur
maximum d'éthane acceptable dans le gaz combustible des turbines à gaz. 11 y a
là un
facteur d'ajustement possible. De façon générale, la partie d'éthane envoyée
vers le
traitement de conversion peut varier de 0 à 100%. mais on préférera un
intervalle de
à 100% (soit un facteur d'utilisation en tant que FG jusque 70%).
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On conclut donc que la mise place d'un procédé de conversion de l'éthane en
méthane par réformation à la vapeur et méthanation du gaz de synthèse permet
des
gains significatifs lorsqu'on recherche un PCS donné, faible.
