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WO 2011/135538 PCT/IB2011/051879
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PROCEDE DE TRAITEMENT D'UN GAZ NATUREL CONTENANT
DU DIOXYDE DE CARBONE
DOMAINE DE L'INVENTION
La présente invention concerne un procédé de traitement de gaz
naturel de type cryogénique visant à éliminer au moins partiellement le
dioxyde de carbone qu'il contient, dans lequel les hydrocarbures
normalement perdus du fait du traitement cryogénique sont en grande partie
récupérés. L'invention concerne aussi une installation adaptée à la mise en
oeuvre de ce procédé.
ARRIERE-PLAN TECHNIQUE
Dans le cadre de la production de gaz naturel ou de gaz naturel
liquéfié, il est nécessaire de purifier ledit gaz naturel issu d'un gisement
d'un
certain nombre de contaminants, au premier rang desquels les gaz acides
tels que le sulfure d'hydrogène (H2S) et le dioxyde de carbone (C02).
En particulier, le dioxyde de carbone peut représenter une part
importante du mélange gazeux issu d'un gisement de gaz naturel, jusqu'à
plus de 70 % (en concentration molaire).
Plusieurs procédés sont connus dans le domaine, pour permettre de
réduire la teneur en dioxyde de carbone du gaz naturel.
Le traitement le plus courant repose sur l'utilisation de solvants
amines. Cette méthode permet une séparation du C02 très sélective vis-à-vis
des hydrocarbures ; elle permet d'abaisser la concentration de C02 sous le
seuil des 50 ppm. Mais cette méthode nécessite une énergie importante pour
la régénération du solvant. Elle est par conséquent peu adaptée en cas de
concentration importante de C02 dans le gaz d'origine. De plus, la
régénération est quasi-atmosphérique, et nécessite une compression
consommant beaucoup d'énergie si l'on envisage une réinjection du C02
séparé (ce qui est à envisager de manière de plus en plus systématique
compte tenu des enjeux environnementaux).
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Un autre type de traitement repose sur l'utilisation de membranes
semi-perméables. Les applications de ces membranes pour les gaz à teneur
moyenne en C02 se sont beaucoup développées ces dernières années. Le
traitement par membrane est avantageux pour des concentrations de C02
significatives et pour une certaine gamme de rapports de pressions partielles
entrée / rétentat . Cependant, lorsque les spécifications C02 sont
relativement basses, les pertes de méthane associées peuvent devenir
considérables. Il est également possible de prévoir plusieurs étages de
membranes pour concentrer le C02 dans le perméat, ce qui impose de
prévoir des compressions intermédiaires du perméat. La réinjection du C02,
lorsqu'elle est recherchée, nécessite une compression supplémentaire, à
partir de la basse pression du perméat final, ce qui alourdit encore la
facture
énergétique de ce type de procédé.
Les procédés cryogéniques constituent un autre type de traitement.
Leur intérêt énergétique est d'autant plus grand que la concentration de C02
dans le gaz d'origine est élevée. Un exemple de procédé cryogénique figure
dans le document US 4,152,129. Toutefois, du fait de la cristallisation
possible du C02 et / ou des conditions critiques en tête de colonne, un tel
procédé ne permet pas d'atteindre des spécifications contraignantes en C02.
Un traitement de finition, par exemple de type amines, est donc
indispensable si une spécification C02 sévère est demandée.
Certaines variantes de traitement cryogénique ont été présentées plus
récemment, notamment le procédé appelé CFZ (pour Controlled
Freeze Zone ), dont la particularité est de permettre une cristallisation du
C02 dans la zone problématique de la colonne, ce qui permet d'envisager
des spécifications poussées avec des températures de traitement très faibles
(autour de -900 voire -110 C). A ce sujet, on peut faire référence par exemple
au document US 4,533,372.
Une autre variante de traitement cryogénique a été développée par
Cool Energy Limited. Ce procédé, appelé Cryocell , permet d'obtenir, par
une étape de séparation cryogénique, des spécifications autour de 2 à 3 %
de C02, à partir d'un gaz prétraité par distillation cryogénique, ou
directement
pour des gaz bruts à concentration moyenne en C02 (typiquement de 25 à
%). Ce procédé emploie une liquéfaction du gaz sous pression, puis une
35 détente du fluide qui crée un froid intense et une cristallisation
partielle du
C02. Les fractions liquide et solide sont récupérées dans un ballon conçu
pour certains modes d'application, en maintenant la température du fond
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dans le domaine liquide. Les documents WO 2007/030888,
WO 2008/095258 et WO 2009/144275 illustrent cette technique.
Une autre variante de traitement cryogénique est constituée par la
famille de procédés dits Ryan Holmes . Ces procédés, qui permettent une
récupération assez complète des C3+, font appel à 3 ou 4 colonnes de
distillation, suivant la nature du gaz, et se révèlent, de ce fait,
relativement
complexes et lourds en investissement comme en consommation.
Un inconvénient de ces méthodes cryogéniques est qu'elles séparent
les composants selon leur volatilité et piègent donc, avec le C02 liquide, la
quasi-totalité des hydrocarbures C3+ contenus dans le gaz naturel. Cela
constitue un handicap parfois très important selon la composition du gaz. On
estime que de 8 à 15 % en masse des hydrocarbures sont généralement
perdus lorsqu'on met en oeuvre une séparation du C02 par distillation ; en
outre les hydrocarbures perdus sont majoritairement les hydrocarbures de
masse molaire intermédiaire, donc les plus valorisables.
Le document WO 99/01707 concerne une variante du procédé appelé
CFZ , dans laquelle une partie du flux de C02 liquide récupéré en pied de
la colonne de distillation est détendue, puis utilisée pour refroidir le gaz
naturel avant son entrée dans la colonne de distillation dans deux
échangeurs successifs. Entre les deux échangeurs, le flux de C02 subit une
séparation gaz / liquide, seule la partie liquide étant détendue puis dirigée
vers le deuxième échangeur (la partie gazeuse étant comprimée avant
élimination finale). En sortie du deuxième échangeur, une autre séparation
gaz / liquide est prévue : la phase gazeuse est comprimée avant élimination
finale tandis que la phase liquide fournit une récupération des condensats
piégés dans le flux de C02.
Cette technique permet limiter les pertes hydrocarbures dans le flux
de C02 liquide et pourrait être appliquée à tout procédé de séparation
cryogénique du C02 qui piège des hydrocarbures C3+ dans le C02 liquide.
En revanche, un inconvénient de la technique proposée dans ce document
est que la composition du flux (majoritairement C02) dans les échangeurs de
chaleur successifs varie, le flux s'enrichissant progressivement en fractions
lourdes. Cela entraîne un risque de cristallisation accru, notamment des
hydrocarbures paraffiniques, et particulièrement dans le dernier échangeur
de chaleur du cycle froid dont la température est la plus basse. C'est
pourquoi le document prévoit l'alternative d'une colonne de rectification sur
le
gaz naturel à l'entrée de l'installation pour éviter ces problèmes, afin
d'enlever une partie des composés lourds en amont. Cette méthode est
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extrêmement complexe et lourde à mettre en oeuvre, puisqu'elle impose un
fractionnement supplémentaire sur la totalité du gaz.
Il existe donc un réel besoin de mettre au point un traitement
permettant de réduire efficacement les pertes hydrocarbures pour ces types
de séparation cryogénique du C02, et ce de manière simple à mettre en
oeuvre.
RESUME DE L'INVENTION
L'invention concerne en premier lieu un procédé de traitement d'un
gaz naturel contenant du dioxyde de carbone dans lequel :
- le gaz naturel est séparé par un procédé cryogénique pour fournir
d'une part un flux de dioxyde de carbone liquide, contenant des
hydrocarbures, et d'autre part du gaz naturel purifié ;
- au moins une partie du gaz naturel est refroidie dans un premier
échangeur de chaleur puis dans un deuxième échangeur de
chaleur avant ledit procédé cryogénique et / ou avant un reflux
vers ledit procédé cryogénique ;
- au moins une partie du flux de dioxyde de carbone liquide est
récupérée pour fournir un flux de dioxyde de carbone recyclé ;
- le flux de dioxyde de carbone recyclé est divisé en une première
portion et une deuxième portion ,
- la première portion est détendue puis est réchauffée dans le
premier échangeur de chaleur, pour fournir un premier flux de
dioxyde de carbone réchauffé ;
- la deuxième portion est refroidie, puis au moins une partie de la
deuxième portion est détendue puis est réchauffée dans le
deuxième échangeur de chaleur, pour fournir un deuxième flux de
dioxyde de carbone réchauffé ;
- au moins une partie des hydrocarbures contenus dans le premier
flux de dioxyde de carbone réchauffé et dans le deuxième flux de
dioxyde de carbone réchauffé sont récupérés par séparation
liquide / gaz.
Selon un mode de réalisation
- au moins une partie du gaz naturel est refroidie dans un troisième
échangeur de chaleur avant le procédé cryogénique et / ou avant
un reflux vers le procédé cryogénique ;
- la deuxième portion du flux de dioxyde de carbone recyclé est
divisée en une troisième portion et une quatrième portion ,
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- la troisième portion est détendue puis est réchauffée dans le
deuxième échangeur de chaleur, pour fournir le deuxième flux de
dioxyde de carbone réchauffé ;
- la quatrième portion est refroidie puis détendue, puis elle est
5 réchauffée dans le troisième échangeur de chaleur, pour fournir
un troisième flux de dioxyde de carbone réchauffé ;
- au moins une partie des hydrocarbures contenus dans le troisième
flux de dioxyde de carbone réchauffé sont récupérés par
séparation liquide / gaz.
Selon un mode de réalisation, le premier échangeur de chaleur, le
deuxième échangeur de chaleur et le cas échéant le troisième échangeur de
chaleur opèrent à des températures différentes, et de préférence le premier
échangeur de chaleur opère à une température supérieure au deuxième
échangeur de chaleur, et le cas échéant le deuxième échangeur de chaleur
opère à une température supérieure au troisième échangeur de chaleur.
Selon un mode de réalisation, ledit procédé cryogénique est une
distillation.
Selon un mode de réalisation
- le refroidissement de la deuxième portion de flux de dioxyde de
carbone recyclé est effectué dans le deuxième échangeur de
chaleur ;
- le refroidissement de la quatrième portion de flux de dioxyde de
carbone recyclé, le cas échéant, est effectué dans le troisième
échangeur de chaleur ; et
- de préférence le flux de dioxyde de carbone recyclé est refroidi
dans le premier échangeur de chaleur avant d'être divisé en la
première portion et en la deuxième portion.
Selon un mode de réalisation, le gaz naturel purifié est réchauffé, le
cas échéant d'abord dans le troisième échangeur de chaleur, puis dans le
deuxième échangeur de chaleur, puis dans le premier échangeur de chaleur.
Selon un mode de réalisation :
- le premier flux de dioxyde de carbone réchauffé subit une
séparation liquide / gaz dans un premier ballon de séparation pour
fournir une première phase gazeuse et une première phase liquide ;
- la première phase liquide est détendue ;
- le deuxième flux de dioxyde de carbone réchauffé et la première
phase liquide détendue subissent une séparation liquide / gaz
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dans un deuxième ballon de séparation pour fournir une deuxième
phase gazeuse et une deuxième phase liquide ; et, de préférence :
^ la deuxième phase liquide est détendue ;
^ le troisième flux de dioxyde de carbone réchauffé et la
deuxième phase liquide détendue subissent une séparation
liquide / gaz dans un troisième ballon de séparation pour
fournir une troisième phase gazeuse et une troisième phase
liquide.
Selon un mode de réalisation, la deuxième phase liquide, ou le cas
échéant la troisième phase liquide, subit une étape de stabilisation des
condensats pour fournir une phase liquide riche en hydrocarbures et une
phase gazeuse riche en dioxyde de carbone, ladite phase gazeuse riche en
dioxyde de carbone subissant de préférence une séparation liquide / gaz
dans le deuxième ballon de séparation, ou le cas échéant dans le troisième
ballon de séparation.
Selon un mode de réalisation, la première phase gazeuse, la
deuxième phase gazeuse et le cas échéant la troisième phase gazeuse sont
comprimées et refroidies pour fournir un flux de dioxyde de carbone de
sortie, qui est éventuellement mélangé avec au moins une partie du flux de
dioxyde de carbone liquide.
Selon un mode de réalisation
- une partie de la deuxième phase liquide est mélangée avec la
deuxième portion du flux de dioxyde de carbone recyclé, ou le cas
échéant une partie de la troisième phase liquide est mélangée
avec la quatrième portion du flux de dioxyde de carbone recyclé ,
et/ou
- une partie du flux de dioxyde de carbone de sortie est mélangée
avec le flux de dioxyde de carbone recyclé.
L'invention a également pour objet une installation de traitement de
gaz naturel contenant du dioxyde de carbone comprenant :
- une unité de séparation cryogénique ;
- au moins une ligne de gaz naturel connectée en entrée de l'unité
de séparation cryogénique ;
- une ligne de dioxyde de carbone liquide et une ligne de gaz
naturel purifié issues de l'unité de séparation cryogénique ;
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- un premier échangeur de chaleur traversé par au moins une des
lignes de gaz naturel connectées en entrée de l'unité de
séparation cryogénique ;
- un deuxième échangeur de chaleur traversé par au moins une des
lignes de gaz naturel connectées en entrée de l'unité de
séparation cryogénique ou par une ligne de gaz naturel connectée
en sortie de l'unité de séparation cryogénique et alimentant un
système de reflux ;
- une ligne de dioxyde de carbone recyclé issue de la ligne de
dioxyde de carbone liquide ;
- une ligne de première portion et une ligne de deuxième portion
issues de la ligne de dioxyde de carbone recyclé,
^ la ligne de première portion étant pourvue de moyens de
détente et traversant ensuite le premier échangeur de chaleur ;
la ligne de deuxième portion étant pourvue de moyens de
refroidissement ,
- une ligne de troisième portion issue de la ligne de deuxième
portion, ladite ligne de troisième portion étant pourvue de moyens
de détente et traversant ensuite le deuxième échangeur de
chaleur ;
- des moyens de séparation gaz / liquide alimentés par la ligne de
première portion et la ligne de troisième portion.
Selon un mode de réalisation :
- l'installation comprend un troisième échangeur de chaleur traversé
par au moins une des lignes de gaz naturel connectées en entrée
de l'unité de séparation cryogénique ou par une ligne de gaz
naturel connectée en sortie de l'unité de séparation cryogénique et
alimentant un système de reflux ;
- la ligne de deuxième portion se divise en la ligne de troisième
portion et en une ligne de quatrième portion ,
- la ligne de quatrième portion est pourvue de moyens de
refroidissement, de moyens de détente, et traverse ensuite le
troisième échangeur de chaleur ; et
- l'installation comprend des moyens de séparation gaz / liquide
alimentés par la ligne de quatrième portion.
Selon un mode de réalisation :
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- les moyens de refroidissement sur la ligne de deuxième portion
sont constitués par le deuxième échangeur de chaleur ;
- le cas échéant les moyens de refroidissement sur la ligne de
quatrième portion sont constitués par le troisième échangeur de
chaleur ; et
- de préférence la ligne de dioxyde de carbone recyclé est pourvue
de moyens de refroidissement constitués par le premier
échangeur de chaleur, avant de se diviser en la ligne de première
portion et la ligne de deuxième portion.
Selon un mode de réalisation, l'unité de séparation cryogénique est
une unité de distillation.
Selon un mode de réalisation, la ligne de gaz naturel purifié traverse le
cas échéant le troisième échangeur de chaleur, puis le deuxième échangeur
de chaleur, puis le premier échangeur de chaleur.
Selon un mode de réalisation :
- les moyens de séparation gaz / liquide comprennent un premier
ballon de séparation et un deuxième ballon de séparation ,
- le premier ballon de séparation est alimenté par la ligne de
première portion ,
- une ligne de première phase gazeuse et une ligne de première
phase liquide sont connectées en sortie du premier ballon de
séparation ,
- la ligne de première phase liquide est pourvue de moyens de
détente ;
- le deuxième ballon de séparation est alimenté par la ligne de
troisième portion et par la ligne de première phase liquide ;
- une ligne de deuxième phase gazeuse et une ligne de deuxième
phase liquide sont connectées en sortie du deuxième ballon de
séparation ; et de préférence :
la ligne de deuxième phase liquide est pourvue de moyens de
détente ;
^ la ligne de quatrième portion et la ligne de deuxième phase
liquide alimentent un troisième ballon de séparation ,
^ une ligne de troisième phase gazeuse et une ligne de
troisième phase liquide sont connectées en sortie du troisième
ballon de séparation.
Selon un mode de réalisation, la ligne de deuxième phase liquide, ou
le cas échéant la ligne de troisième phase liquide, alimente une unité de
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stabilisation de condensats, en sortie de laquelle sont connectées une ligne
de phase liquide riche en hydrocarbures et une ligne de phase gazeuse riche
en dioxyde de carbone, ladite ligne de phase gazeuse riche en dioxyde de
carbone alimentant de préférence le deuxième ballon de séparation, ou le
cas échéant le troisième ballon de séparation.
Selon un mode de réalisation, la ligne de première phase gazeuse, la
ligne de deuxième phase gazeuse et le cas échéant la ligne de troisième
phase gazeuse alimentent des moyens de compression et se rejoignent en
une ligne de sortie de dioxyde de carbone, ladite ligne de sortie de dioxyde
de carbone étant de préférence pourvue de moyens de refroidissement et
rejoignant de préférence une ligne de dioxyde de carbone non recyclé issue
de la ligne de dioxyde de carbone liquide, pour former une ligne de dioxyde
de carbone final.
Selon un mode de réalisation, l'installation comprend
- une ligne de complément d'hydrocarbures pourvue de moyens de
pompage, connectée en sortie du deuxième ballon de séparation et
retournant vers la ligne de deuxième portion en amont du deuxième
échangeur de chaleur, ou le cas échéant connectée en sortie du
troisième ballon de séparation et retournant vers la ligne de
quatrième portion en amont du troisième échangeur de chaleur ,
et/ou
une ligne de complément en dioxyde de carbone pourvue d'une
vanne, allant de la ligne de sortie de dioxyde de carbone à la ligne
de dioxyde de carbone recyclé.
Selon un mode de réalisation, le procédé tel que décrit ci-dessus est
mis en oeuvre dans l'installation susmentionnée.
La présente invention permet de surmonter les inconvénients de l'état
de la technique. Elle fournit plus particulièrement un traitement du gaz
naturel grâce auquel la teneur en dioxyde de carbone peut être réduite de
manière significative. Ledit traitement est mis en oeuvre en limitant les
pertes
d'hydrocarbures, en particulier les composés C3+ piégés avec le flux de
dioxyde de carbone liquide.
Ceci est accompli d'une part en recyclant au moins une partie du
dioxyde de carbone issu d'une distillation (ou plus généralement d'un
procédé cryogénique) et en utilisant ce dioxyde de carbone riche en C3+ en
tant que fluide frigorigène dans un cycle de réfrigération ouvert pour
produire
les frigories nécessaires au procédé cryogénique, c'est-à-dire en imposant
un échange de chaleur (en plusieurs étapes) entre le dioxyde de carbone
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utilisé dans le cycle de réfrigération ouvert et le gaz naturel ; d'autre part
en
récupérant les hydrocarbures piégés dans le dioxyde de carbone du cycle de
réfrigération ouvert par une simple séparation gaz / liquide après l'échange
de chaleur avec le gaz naturel, la composition du flux de dioxyde de carbone
5 du cycle de réfrigération ouvert restant constante lors des différentes
étapes
dudit échange de chaleur.
Selon certains modes de réalisation particuliers, l'invention présente
également une ou de préférence plusieurs des caractéristiques
avantageuses énumérées ci-dessous.
10 - L'invention ne nécessite pas d'équipements majeurs nouveaux par
rapport à une installation dotée d'un groupe froid classique, à
boucle fermée, à l'exception éventuellement des équipements de
stabilisation des condensats.
- L'invention permet de récupérer le C02 sous forme liquide en fin
de cycle de réfrigération ; il peut alors être pressurisé par simple
pompage pour injection dans des structures géologiques (à la
différence des procédés reposant sur un solvant amine ou sur une
membrane semi-perméable).
- Le procédé de l'invention est particulièrement utile et approprié
pour un gaz naturel comportant une teneur moyenne ou élevée en
C02 et comportant une fraction importante d'hydrocarbures de type
C3+.
- L'invention est particulièrement adaptée aux applications en mer
(offshore), où l'utilisation de réfrigérant C2/C3, hautement
inflammable, n'est pas souhaitable pour des raisons de sécurité.
- La nature renouvelable du réfrigérant utilisé selon l'invention
permet de travailler avec un stock tampon minimum, sans craindre
les conséquences de décompressions multiples du cycle. Ainsi
l'invention permet d'éliminer des problèmes de logistique
concernant le réfrigérant.
- L'invention peut permettre de récupérer une fraction notable des
hydrocarbures lourds (C3+). Ainsi, dans l'exemple fourni ci-
dessous, l'invention permet d'augmenter d'environ 3 % en masse
la production d'hydrocarbures, sous forme de condensats
stabilisés hautement valorisables.
- Par rapport au procédé décrit dans le document WO 99/01707,
l'invention présente l'avantage de limiter les risques de
cristallisation dans le cycle de réfrigération, liés à la concentration
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en hydrocarbures paraffiniques lourds, et donc de d'éviter, dans la
grande majorité des cas, le besoin d'un fractionnement du gaz
naturel en amont du procédé cryogénique.
BREVE DESCRIPTION DES FIGURES
La figure 1 représente de manière schématique un mode de
réalisation d'une installation selon l'invention.
DESCRIPTION DE MODES DE REALISATION DE L'INVENTION
L'invention est maintenant décrite plus en détail et de façon non
limitative dans la description qui suit.
Toutes les pressions sont données en valeurs absolues. Tous les
pourcentages sont donnés en valeurs molaires sauf mention contraire. Les
termes amont et aval font référence au sens d'écoulement des fluides
dans l'installation.
Installation
En faisant référence à la figure 1, l'installation selon l'invention
comprend une ligne d'amenée de gaz naturel 1. Cette ligne d'amenée de gaz
naturel 1 passe de préférence par une unité de prétraitement 57, qui peut
inclure des moyens de pré-refroidissement et / ou des moyens de
déshydratation et / des moyens de séparation gaz / liquide et / ou des
moyens de fractionnement. Il est préféré pour des raisons de simplicité que
l'installation soit dépourvue de moyens de fractionnement et de moyens de
désacidification dans l'unité de prétraitement 57.
La ligne d'amenée de gaz naturel 1 alimente (indirectement) une unité
de séparation cryogénique 35. Par unité de séparation cryogénique , on
entend un ensemble de moyens susceptible de séparer le dioxyde de
carbone du méthane avec un apport de froid à une température
opérationnelle inférieure ou égale à -40 C.
De préférence, l'unité de séparation cryogénique 35 est une unité de
distillation, et plus précisément, dans le mode de réalisation illustré, il
s'agit
d'une colonne de distillation classique pourvue d'un rebouilleur 32 en pied.
Des moyens d'échange de chaleur entre la ligne d'amenée de gaz naturel 1
et le rebouilleur 32 sont prévus ; la ligne d'amenée de gaz naturel 1
débouche dans un séparateur gaz / liquide 31. Deux lignes de gaz naturel
33, 34, à savoir une ligne de fraction gazeuse 33 et une ligne de fraction
liquide 34, sont connectées en sortie du séparateur gaz / liquide 31.
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La ligne de fraction gazeuse 33 et la ligne de fraction liquide 34
débouchent respectivement dans l'unité de séparation cryogénique 35, à des
étages différents. Chacune de ces deux lignes est pourvue de moyens de
détente ; par ailleurs, la ligne de fraction gazeuse 33 traverse
successivement un premier échangeur de chaleur 36 et un deuxième
échangeur de chaleur 37 avant de passer par les moyens de détente
susmentionnés et de déboucher dans l'unité de séparation cryogénique 35.
En pied de l'unité de séparation cryogénique 35 est connectée une
ligne de dioxyde de carbone liquide 10, et en tête de l'unité de séparation
cryogénique 35 est connectée une ligne de gaz naturel 39, alimentant un
système de reflux. Plus précisément, la ligne de gaz naturel 39 traverse un
troisième échangeur de chaleur 38 puis alimente un séparateur gaz / liquide
40. En sortie de ce séparateur gaz / liquide 40 sont connectées, d'une part
en pied une ligne de reflux 41 pourvue de moyens de pompage et retournant
vers l'unité de séparation cryogénique 35, et d'autre part en tête une ligne
de
gaz naturel purifié 99.
La ligne de gaz naturel purifié 99 traverse successivement le troisième
échangeur de chaleur 38, le deuxième échangeur de chaleur 37 et le premier
échangeur de chaleur 36.
Sur le schéma, les flux traversant les échangeurs de chaleur de la
gauche vers la droite cèdent de la chaleur, et les flux traversant les
échangeurs de chaleur de la droite vers la gauche absorbent de la chaleur.
Ainsi, le refroidissement des échangeurs de chaleur 36, 37, 38 est assuré
par la ligne de gaz naturel purifié 99 et par le cycle de réfrigération ouvert
décrit ci-dessous et contenant un flux riche en dioxyde de carbone.
La ligne de gaz naturel purifié 99 peut être suivie de moyens de
recompression.
Si nécessaire, on peut prévoir des moyens de traitement
complémentaire (et notamment de désacidification complémentaire) à partir
de la ligne de gaz naturel purifié 99, si une purification de finition du gaz
est
nécessaire. De tels moyens de traitement complémentaire (généralement
situés en aval de moyens de fractionnement), peuvent comprendre des
moyens dédiés à un traitement du dioxyde de carbone selon l'une
quelconque des techniques connues dans l'état de la technique (par exemple
lavage par solvant amine, séparation par membrane...). Cela peut s'avérer
utile dans le cas d'un gaz comportant une teneur très élevée en C02.
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En aval, cette ligne de gaz naturel purifié 99 peut être reliée au réseau
de transport et / ou de distribution de gaz, ou encore alimenter une unité de
liquéfaction de gaz naturel.
Par ailleurs, la ligne de dioxyde de carbone liquide 10 se divise en
deux branches, à savoir une ligne de dioxyde de carbone non recyclé 11 et
une ligne de dioxyde de carbone recyclé 12.
La ligne de dioxyde de carbone recyclé 12 traverse le premier
échangeur de chaleur 36. Puis elle se divise en deux branches, à savoir une
ligne de première portion 13 et une ligne de deuxième portion 42.
La ligne de deuxième portion 42 traverse le deuxième échangeur de
chaleur 37 puis se divise elle-même en deux branches, à savoir une ligne de
troisième portion 16 et une ligne de quatrième portion 19. La ligne de
quatrième portion 19 traverse le troisième échangeur de chaleur 38 une
première fois.
Des moyens de détente 43 sont prévus sur la ligne de première
portion 13, qui traverse ensuite le premier échangeur de chaleur 36, avant
d'alimenter un premier ballon de séparation 47.
De même, des moyens de détente 45 sont prévus sur la ligne de
troisième portion 16, qui traverse ensuite le deuxième échangeur de chaleur
37, avant d'alimenter un deuxième ballon de séparation 48.
Enfin, la ligne de quatrième portion 19 traverse le troisième échangeur
de chaleur 38 une deuxième fois, des moyens de détente 46 étant prévus sur
la ligne de quatrième portion 19 entre ses deux passages par l'échangeur de
chaleur 38 ; enfin, la ligne de quatrième portion 19 alimente un troisième
ballon de séparation 49.
Les trois ballons de séparation 47, 48, 49 sont adaptés à effectuer une
séparation liquide / gaz et ils sont reliés en cascade. Autrement dit, en
sortie
du premier ballon de séparation 47 sont connectées une ligne de première
phase gazeuse 15 (en tête) et une ligne de première phase liquide 14 (en
pied), ladite ligne de première phase liquide 14 alimentant le deuxième ballon
de séparation 48 après avoir traversé des moyens de détente 58 ; de même,
en sortie du deuxième ballon de séparation 48 sont connectées une ligne de
deuxième phase gazeuse 18 (en tête) et une ligne de deuxième phase
liquide 17 (en pied), ladite ligne de deuxième phase liquide 17 alimentant le
troisième ballon de séparation 49 après avoir traversé des moyens de
détente 59.
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En sortie du troisième ballon de séparation 49 sont connectées une
ligne de troisième phase gazeuse 23 (en tête) et une ligne de troisième
phase liquide 20 (en pied).
La ligne de troisième phase liquide 20 est pourvue de moyens de
pompage et alimente une unité de stabilisation de condensats 55. Cette unité
de stabilisation de condensats 55 peut être une colonne de distillation, ou,
de
préférence, une demi-colonne de distillation, c'est-à-dire une colonne
pourvue d'un rebouilleur 56 en pied mais dépourvue de système de
refroidissement et de reflux en tête.
En sortie de l'unité de stabilisation de condensats 55 sont connectées
d'une part une ligne de phase liquide riche en hydrocarbures 21 en pied et
une ligne de phase gazeuse riche en dioxyde de carbone 22 en tête. La ligne
de phase gazeuse riche en dioxyde de carbone 22 retourne vers le troisième
ballon de séparation 49. La ligne de phase liquide riche en hydrocarbures 21
peut déboucher dans des moyens de traitement (par exemple de
fractionnement) et / ou de stockage de condensats.
La ligne de troisième phase gazeuse 23 alimente un premier
compresseur 50, en sortie duquel est connectée une première ligne
intermédiaire 24. Cette première ligne intermédiaire 24 est rejointe par la
ligne de deuxième phase gazeuse 18, en entrée d'un deuxième compresseur
51. En sortie du deuxième compresseur 51 est connectée une deuxième
ligne intermédiaire 25. Cette deuxième ligne intermédiaire 25 est rejointe par
la ligne de première phase gazeuse 15, en entrée d'un troisième
compresseur 52. En sortie du troisième compresseur 52 est connectée une
ligne de sortie de dioxyde de carbone 26.
La ligne de sortie de dioxyde de carbone 26 est pourvue de moyens
de refroidissement 53 et rejoint la ligne de dioxyde de carbone non recyclé
11 pour former une ligne de dioxyde de carbone final 27. Des moyens de
pompage peuvent être prévus sur celle-ci. La ligne de dioxyde de carbone
final 27 peut déboucher dans des moyens de traitement aval, par exemple
des moyens d'injection dans une formation souterraine.
Procédé
Le gaz naturel qui est traité par le procédé selon l'invention est un
mélange gazeux (pouvant contenir une fraction liquide minoritaire)
comprenant au moins du méthane et du C02. De préférence, ce mélange
gazeux comprend au moins 5 % de méthane, et généralement au moins
10 % ou au moins 15 % ou au moins 20 % de méthane ou au moins 25 % de
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méthane (proportions molaires par rapport au gaz naturel). De préférence, ce
mélange gazeux comprend au moins 10 % de C02, et généralement au
moins 20 % de C02 ou au moins 30 % de C02 ou au moins 40 % de C02 ou
au moins 50 % de C02 ou au moins 60 % de C02 ou au moins 70 % de C02
5 (proportions molaires par rapport au gaz naturel). Le gaz naturel contient
également des hydrocarbures de type C3+ (comprenant au moins 3 atomes
de carbone), de préférence en une proportion massique supérieure ou égale
à 1 %ouà2%ouà3%ouà4%ouà5%parrapportauméthane.
Le gaz naturel subit éventuellement un ou plusieurs traitements
10 préliminaires (dans l'unité de prétraitement 57) visant à le débarrasser de
ses
contaminants solides ou de sa fraction liquide, à le déshydrater et / ou à le
pré-refroidir et / ou à réduire sa teneur en sulfure d'hydrogène. Selon un
mode de réalisation préféré, le gaz naturel ne subit aucun traitement visant
spécifiquement à réduire sa teneur en C02 préalablement à la séparation
15 cryogénique.
Dans le mode de réalisation illustré, le gaz naturel est d'abord refroidi
par échange de chaleur dans le rebouilleur 32 de l'unité de séparation
cryogénique 35, puis il subit une séparation en une phase gazeuse et une
phase liquide dans le séparateur gaz / liquide 31. Ces deux phases sont
introduites à des étages différents de l'unité de séparation cryogénique 35,
après une détente.
Un flux de dioxyde de carbone liquide est récupéré en pied de l'unité
de séparation cryogénique 35 dans la ligne de dioxyde de carbone liquide
10. Par flux de dioxyde de carbone , dans le cadre de la présente
description, on entend un mélange comprenant majoritairement du C02 et
comprenant une proportion minoritaire d'autres composés, notamment
hydrocarbures de type C3+.
Le refroidissement nécessaire à la mise en oeuvre de la séparation
cryogénique est assuré par le cycle de réfrigération ouvert multi-étagé (au
moins deux échangeurs) qui est alimenté par au moins une partie du dioxyde
de carbone liquide (flux de dioxyde de carbone recyclé). Dans le mode
illustré, la réfrigération est effectuée dans les trois échangeurs de chaleur
36,
37, 38 opérant à des températures décroissantes, les échangeurs 36 et 37
fonctionnant typiquement entre -40 C et 0 C, et l'échangeur 38 fonctionnant
typiquement entre -60 C et -45 C (température du fluide de réfrigération
après détente).
Plus précisément, la phase gazeuse du gaz naturel est refroidie dans
le premier échangeur de chaleur 36 et le deuxième échangeur de chaleur 37.
WO 2011/135538 PCT/IB2011/051879
16
Le troisième échangeur de chaleur 38 sert à refroidir le reflux de la
séparation cryogénique, c'est-à-dire à refroidir le flux de gaz naturel
sortant
de l'unité de séparation cryogénique 35 en tête. Après ce refroidissement, le
flux de gaz naturel subit une séparation dans le séparateur gaz / liquide 40
produisant un flux de phase liquide qui est pompé et retourné à la séparation
cryogénique (ligne de reflux 41), et un flux de gaz naturel purifié qui est
récupéré dans la ligne de gaz naturel purifié 99.
Dans le mode de réalisation illustré, le flux de gaz naturel purifié est
réchauffé successivement dans les trois échangeurs de chaleur 38, 37, 36,
ce qui permet de récupérer les frigories disponibles dans celui-ci.
En ce qui concerne le fonctionnement du cycle de réfrigération, le flux
de dioxyde de carbone recyclé subit un premier refroidissement dans le
premier échangeur de chaleur 36, puis il est divisé en deux flux liquides, à
savoir une première portion et une deuxième portion.
La première portion est refroidie par détente, et elle retourne ensuite
au premier échangeur de chaleur 36, dans lequel elle absorbe de la chaleur
issue du gaz naturel en amont de la séparation cryogénique (et également
de la chaleur issue du flux de dioxyde de carbone recyclé avant détente).
La deuxième portion subit un deuxième refroidissement dans le
deuxième échangeur de chaleur 37, puis elle est divisée en deux flux
liquides, à savoir une troisième portion et une quatrième portion.
La troisième portion est refroidie par détente, et elle retourne ensuite
au deuxième échangeur de chaleur 37, dans lequel elle absorbe de la
chaleur issue du gaz naturel en amont de la séparation cryogénique (et
également de la chaleur issue du flux de dioxyde de carbone recyclé avant
détente).
La quatrième portion subit un troisième refroidissement dans le
troisième échangeur de chaleur 38, puis elle est refroidie par détente, et
elle
retourne ensuite au troisième échangeur de chaleur 38, dans lequel elle
absorbe de la chaleur issue du gaz naturel au niveau du reflux de la
séparation cryogénique (et également de la chaleur issue du flux de dioxyde
de carbone recyclé avant détente).
En sortie du premier, deuxième et troisième échangeur de chaleur 36,
37, 38 sont donc récupérés respectivement un premier, deuxième et
troisième flux de dioxyde de carbone réchauffé. Une partie significative des
hydrocarbures C3+ contenus dans ces flux sont récupérés par séparation
liquide / gaz opérée sur ces flux. La séparation liquide / gaz est effectuée
au
moyen du premier, deuxième et troisième ballon de séparation 47, 48, 49,
WO 2011/135538 PCT/IB2011/051879
17
opérant à des pressions décroissantes. Les pressions opératoires typiques
sont 10 bar à 40 bar pour les ballons de séparation 47 et 48, et de 5 bar à 10
bar pour le ballon de séparation 49.
Chaque ballon de séparation (respectivement premier, deuxième ou
troisième) produit une phase liquide (respectivement première, deuxième ou
troisième) et une phase gazeuse (respectivement première, deuxième ou
troisième). Les hydrocarbures lourds (essentiellement C4+) sont
majoritairement dans la phase liquide. La première phase liquide est
détendue et envoyée vers le deuxième ballon de séparation 48 opérant à
une pression inférieure au premier, et de même la deuxième phase liquide
est détendue et envoyée vers le troisième ballon de séparation 49 opérant à
une pression inférieure au deuxième. Ainsi, les hydrocarbures lourds piégés
dans le flux de C02 ont tendance à se concentrer dans le fond du troisième
ballon de séparation 49 fonctionnant à la pression la plus faible, où ils
peuvent aisément être récupérés dans la troisième phase liquide.
Une étape de purification complémentaire (stabilisation des
condensats) peut être mise en oeuvre, comme illustré, grâce à la colonne de
stabilisation de condensats 55. En pied de celle-ci est récupéré une phase
liquide riche en hydrocarbures et, en tête, une phase gazeuse riche en
dioxyde de carbone, qui est retournée vers le ballon de séparation à la
pression la plus faible.
Chaque phase gazeuse issue des différents ballons de séparation,
appauvrie en hydrocarbures lourds, est comprimée ; ces différentes phases
gazeuses sont mélangées, puis le mélange est refroidi et avantageusement
combiné avec la partie du C02 liquide qui n'est pas recyclée pour la
réfrigération. Le flux de C02 liquide final peut être pompé et injecté dans
une
formation souterraine, ou bien être utilisé ou valorisé d'une autre façon.
Variantes
L'installation selon l'invention et le procédé selon l'invention peuvent
connaître de nombreuses variations par rapport au mode de réalisation décrit
ci-dessus.
Par exemple, il est possible de prévoir une ligne de complément en
dioxyde de carbone 54 pourvue d'une vanne allant de la ligne de sortie de
dioxyde de carbone 26 (typiquement en aval des moyens de refroidissement
53) à la ligne de dioxyde de carbone recyclé 12. Cette caractéristique permet
de compenser un éventuel manque de réfrigérant dans le système de
WO 2011/135538 PCT/IB2011/051879
18
réfrigération multi-étagé, en permettant le recyclage d'une partie du flux C02
utilisé pour la réfrigération.
Il est également possible de prévoir une ligne de complément
d'hydrocarbures 44 (éventuellement pourvue d'une vanne) connectée en
sortie du troisième ballon de séparation 49 en pied, pourvue de moyens de
pompage et retournant vers la ligne de quatrième portion 19, en amont du
premier passage dans le troisième échangeur de chaleur 38. Ainsi, une
partie de la troisième phase liquide peut être recyclée dans le flux C02
utilisé
pour la réfrigération. Cette caractéristique permet d'éviter tout risque de
cristallisation au point le plus froid, en enrichissant en hydrocarbures le
flux
détendu traversant le troisième échangeur de chaleur 38.
Par ailleurs, la description ci-dessus a été effectuée en rapport avec
un cycle de réfrigération ouvert à trois étages. Il s'agit de la variante
permettant un fonctionnement optimal du système. Il est toutefois également
possible de prévoir un cycle à deux étages, ou au contraire à quatre étages
ou plus.
Dans le cas d'un système à deux étages, par rapport à la description
ci-dessus : le troisième échangeur de chaleur 38 et le troisième ballon de
séparation 49 sont supprimés ainsi que les éléments associés, à savoir la
ligne de quatrième portion 19, la ligne de troisième phase gazeuse 23, le
premier compresseur 50 et la première ligne intermédiaire 24. La ligne de
deuxième phase liquide 17 se confond alors avec la ligne de troisième phase
liquide 20 et alimente donc directement l'unité de stabilisation de condensats
55.
Dans le cas d'un système à quatre étages ou plus, par rapport à la
description ci-dessus, on ajoute au moins un échangeur de chaleur
supplémentaire (adapté à refroidir le gaz naturel en amont de l'unité de
séparation cryogénique ou dans le reflux de celle-ci) et au moins un ballon
de séparation supplémentaire ; on ajoute également au moins une division
supplémentaire de ligne issue de la ligne de dioxyde de carbone recyclé 12,
pourvue de moyens de détente et alimentant le ballon de séparation
supplémentaire ; et en sortie du (ou de chaque) ballon de séparation
supplémentaire sont prévues une ligne de phase gazeuse supplémentaire,
associée à un compresseur supplémentaire, et une ligne de phase liquide
supplémentaire, pourvue de moyens de détente et alimentant le ballon de
séparation suivant (c'est-à-dire opérant à pression inférieure).
Par ailleurs, dans le mode de réalisation illustré, la ligne de gaz naturel
33 passant dans le premier échangeur de chaleur 36 et le deuxième
WO 2011/135538 PCT/IB2011/051879
19
échangeur de chaleur 37 est issue du séparateur gaz / liquide 31 et alimente
l'unité de séparation cryogénique 35 ; et la ligne de gaz naturel 39 passant
dans le troisième échangeur de chaleur 38 fait partie du système de reflux de
l'unité de séparation cryogénique 35, puisqu'elle est issue de la tête de
l'unité
de séparation cryogénique 35 et alimente le séparateur gaz / liquide 40
auquel la ligne de reflux 41 est connectée en pied. Toutefois, cette
répartition
peut être modifiée selon d'une part le nombre d'échangeurs de chaleur, et
d'autre part les paramètres de fonctionnement de l'installation.
Par exemple, la ligne de gaz naturel 33 issue du séparateur gaz /
liquide 31 et alimentant l'unité de séparation cryogénique 35 peut traverser
un seul échangeur de chaleur (notamment si le cycle de réfrigération ne
comporte que deux échangeurs de chaleur, auquel le cas le deuxième
échangeur de chaleur peut être associé au système de reflux de l'unité de
séparation cryogénique 35). Inversement, cette ligne de gaz naturel 33 peut
traverser plus de deux échangeurs de chaleur. Une autre variante est que la
totalité des échangeurs de chaleur soient associés à la ligne de gaz naturel
33 issue du séparateur gaz / liquide 31 et alimentant l'unité de séparation
cryogénique 35, auquel cas le système de reflux de l'unité de séparation
cryogénique 35 est pourvu de moyens de refroidissement additionnels (en
remplacement du troisième échangeur de chaleur décrit ci-dessus).
L'unité de séparation cryogénique 35 peut être une colonne de
distillation classique, adaptée à la séparation cryogénique du C02, comme
décrit ci-dessus. Mais il peut également s'agir d'une colonne de distillation
adaptée à fonctionner dans des conditions de formation de solides (colonne
de type CFZ , telle que décrite par exemple dans les documents US
4,533,372 ou WO 99/01707).
L'unité de séparation cryogénique 35 peut également comprendre des
moyens de liquéfaction adaptés à liquéfier le gaz sous pression, des moyens
de détente du fluide adaptés à créer un froid intense et une cristallisation
partielle du C02, et des moyens de récupération d'une fraction liquide et
d'une fraction solide comprenant un ballon adapté à maintenir une
température de fond dans le domaine liquide (unité de distillation de type
cryocell telle que décrite par exemple dans les documents WO
2007/030888 W0 2008/095258 et WO 2009/144275). Dans ce cas, il est
avantageux de prévoir une colonne de stabilisation sur la ligne de dioxyde de
carbone liquide 10, adaptée à récupérer les hydrocarbures légers
(notamment méthane) présents dans le C02 liquide.
WO 2011/135538 PCT/IB2011/051879
EXEMPLE
L'exemple suivant illustre l'invention sans la limiter.
Une simulation numérique a été effectuée pour caractériser le
fonctionnement d'une installation correspondant à la figure 1. Les tableaux
5 1 a, 1 b, 1 c, 1 d, 2a, 2b, 2c et 2d ci-dessous donnent la composition du
gaz
naturel de départ ainsi que les débits obtenus et la composition de flux
obtenue dans différentes lignes de l'installation. Les conditions dans les
lignes 13, 16, 19 sont prises à la sortie des échangeurs de chaleur respectifs
36, 37, 38. Les conditions dans les lignes 14, 17, 20 sont prises à la sortie
10 des ballons de séparation respectifs 47, 48, 49 et avant détente ou
pompage.
Les conditions dans la ligne 10 sont prises avant pompage.
Ligne de 1 99 10 11 12
l'installation
Etat liquide (L) ou G + L G + L L L L
gazeux(G)
Température ( C) 4,741 9,948 9,948
Pression (bar) 40,680 80,000 80,000
Poids moléculaire 35,485 21,904 43,878 43,878 43,878
Débit (kmol / h) 35260,954 12067,202 23168,041 35,100 23132,941
Composition
(% en moles)
N2 0,50 1,46 0,00 0,00 0,00
C02 71,00 20,00 97,53 97,53 97,53
H2S 0,50 0,10 0,71 0,71 0,71
Méthane 27,00 77,93 0,50 0,50 0,50
Ethane 0,60 0,49 0,66 0,66 0,66
Propane 0,20 0,02 0,29 0,29 0,29
Heptane 0,20 0,00 0,30 0,30 0,30
Tableau 1 a - données générales et données molaires
WO 2011/135538 PCT/IB2011/051879
21
Ligne de 13 14 15 16 17
l'installation
Etat liquide (L) ou G + L L G G + L L
gazeux (G)
Température ( C) 6,891 6,637 6,637 -11,001 -11,425
Pression (bar) 27,626 27,426 27,426 13,723 13,520
Poids moléculaire 43,878 66,018 43,790 43,878 75,424
Débit (kmol / h) 12435,033 49,604 12385,430 8522,613 70,771
Composition
(% en moles)
N2 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
C02 97,53 57,83 97,69 97,53 41,85
H2S 0,71 0,77 0,71 0,71 0,61
Méthane 0,50 0,08 0,50 0,50 0,05
Ethane 0,66 0,51 0,66 0,66 0,31
Propane 0,29 1,34 0,29 0,29 1,08
Heptane 0,30 39,47 0,15 0,30 56,11
Tableau 1 b - données générales et données molaires (suite)
Ligne de 18 19 20 21 22
l'installation
Etat liquide (L) ou G G + L L L G
gazeux (G)
Température ( C) -11,425 -33,026 -32,595 168,547 -30,301
Pression (bar) 13,520 5,677 5,477 6,000 6,000
Poids moléculaire 43,745 43,878 82,729 99,655 43,780
Débit (kmol / h) 8501,446 2175,294 66,255 46,184 20,071
Composition
(% en moles)
N2 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
C02 97,77 97,53 29,50 0,00 97,38
H2S 0,71 0,71 0,46 0,00 1,51
Méthane 0,50 0,50 0,02 0,00 0,08
Ethane 0,66 0,66 0,16 0,00 0,53
Propane 0,29 0,29 0,82 0,98 0,47
Heptane 0,07 0,30 69,03 99,02 0,03
Tableau 1 c - données générales et données molaires (suite)
WO 2011/135538 PCT/IB2011/051879
22
Ligne de 23 24 25 26 27
l'installation
Etat liquide (L) G G G L L
ou gazeux (G)
Température ( C) -32,595 40,028 61,729 33,000 32,988
Pression (bar) 5,477 13,520 27,926 80,000 80,000
Poids moléculaire 43,722 43,722 43,740 43,767 43,767
Débit (kmol / h) 2199,881 2199,881 10701,327 23086,758 23121,857
Composition
(% en moles)
N2 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
C02 97,79 97,79 97,77 97,73 97,73
H2S 0,72 0,72 0,71 0,71 0,71
Méthane 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50
Ethane 0,66 0,66 0,66 0,66 0,66
Propane 0,30 0,30 0,29 0,29 0,29
Heptane 0,03 0,03 0,06 0,11 0,11
Tableau 1 d - données générales et données molaires (suite)
Ligne de 1 99 10 11 12
l'installation
Débit (kg / h) 1282025,1 264320,9 1016579,3 1540,1 1015039,2
Composition
(% massique)
N2 0,39 1,87 0,00 0,00 0,00
C02 85,94 40,18 97,83 97,83 97,83
H2S 0,47 0,16 0,55 0,55 0,55
Méthane 11,91 57,08 0,18 0,18 0,18
Ethane 0,50 0,67 0,45 0,45 0,45
Propane 0,24 0,05 0,29 0,29 0,29 ---r Heptane 0,55 0,00 0,70 0,70 0,70
Tableau 2a - données massiques
WO 2011/135538 PCT/IB2011/051879
23
Ligne de 13 14 15 16 17
l'installation
Débit (kg / h) 545630,8 3274,8 542356,1 373959,6 5337,8
Composition
(% massique)
N2 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
C02 97,83 38,55 98,18 97,83 24,42
H2S 0,55 0,40 0,55 0,55 0,27
Méthane 0,18 0,02 0,18 0,18 0,01
Ethane 0,45 0,23 0,45 0,45 0,12
Propane 0,29 0,89 0,29 0,29 0,63
Heptane 0,70 59,90 0,34 0,70 74,54
Tableau 2b - données massiques (suite)
Ligne de 18 19 20 21 22
l'installation
Débit (kg / h) 371896,6 95448,7 5481,2 4602,5 878,7
Composition
(% massique)
N2 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
C02 98,36 97,83 15,69 0,00 97,89
H2S 0,55 0,55 0,19 0,00 1,17
Méthane 0,18 0,18 0,00 0,00 0,03
Ethane 0,46 0,45 0,06 0,00 0,36
Propane 0,29 0,29 0,44 0,43 0,47
Heptane 0,16 0,70 83,62 99,57 0,07
Tableau 2c - données massiques (suite)
WO 2011/135538 PCT/IB2011/051879
24
Ligne de 23 24 25 26 27
l'installation
Débit (kg / h) 96184,0 96184,0 468080,6 1010436,7 1011976,8
Composition
(% massique)
N2 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
C02 98,43 98,43 98,37 98,27 98,27
H2S 0,56 0,56 0,55 0,55 0,55
Méthane 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18
Ethane 0,46 0,46 0,46 0,45 0,45
Propane 0,31 0,31 0,30 0,29 0,29
Heptane 0,06 0,06 0,14 0,24 0,25
Tableau 2d - données massiques (suite)
On remarque dans cet exemple que 10% seulement des
hydrocarbures C7 (représentant les paraffiniques lourds) présents dans le
C02 liquide traversent l'échangeur le plus froid. Ceci illustre l'impact du
procédé, en regard de l'état de la technique, où un cycle de réfrigération en
cascade cumulerait l'ensemble des paraffiniques lourds dans l'échangeur le
plus froid.
