EP2661479A1 - Procede de production d'une coupe riche en hydrocarbures en c3+ et d'un courant riche en methane et ethane a partir d'un courant d'alimentation riche en hydrocarbures et installation associee. - Google Patents

Procede de production d'une coupe riche en hydrocarbures en c3+ et d'un courant riche en methane et ethane a partir d'un courant d'alimentation riche en hydrocarbures et installation associee.

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EP2661479A1
EP2661479A1 EP12700265.7A EP12700265A EP2661479A1 EP 2661479 A1 EP2661479 A1 EP 2661479A1 EP 12700265 A EP12700265 A EP 12700265A EP 2661479 A1 EP2661479 A1 EP 2661479A1
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EP
European Patent Office
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stream
fraction
column
head
heat exchanger
Prior art date
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Withdrawn
Application number
EP12700265.7A
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German (de)
English (en)
Inventor
Julie Gouriou
Vanessa Gahier
Sandra Thiebault
Loïc BARTHE
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Technip Energies France SAS
Original Assignee
Technip France SAS
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Filing date
Publication date
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    • F25J2290/80—Retrofitting, revamping or debottlenecking of existing plant

Definitions

  • the present invention relates to a process for producing a C 3 + hydrocarbon rich fraction and a methane and ethane rich stream from a hydrocarbon feed stream, the process comprising the steps of:
  • Such a process is intended to extract a C 3 + cut, including in particular propylene, propane and heavier hydrocarbons, especially from a feed stream of natural gas, refinery gas or synthetic gas. obtained from other hydrocarbon sources such as coal, crude oil, or naphtha.
  • Natural gas usually contains a majority of methane and ethane constituting at least 50% of the gas. It also contains in more negligible quantities heavier hydrocarbons, such as propane or butane. In some cases, it also contains helium, hydrogen, nitrogen and carbon dioxide.
  • the process according to the invention is advantageously intended for the recovery of propane and heavier hydrocarbons from natural gas.
  • the propane extraction rate may be greater than 90%.
  • the gaseous feed is cooled, and is partially condensed in a gas / gas heat exchanger.
  • the charge is then separated in a separator flask. Then, the liquid part is treated in a conventional fractionation column and the effluent vapor of the separator feeds a thermal expansion turbine or a valve, to be sent, after expansion, in the fractionation column.
  • An object of the invention is to obtain a process for producing a C 3 + hydrocarbon-rich fraction from a feed stream, in an extremely economical, space-saving and more efficient manner than in processes known.
  • the object of the invention is a process of the aforementioned type, characterized in that the method comprises the following steps:
  • the method according to the invention may comprise one or more of the following characteristics, taken separately or in any technically possible combination:
  • the second relaxed fraction from the second dynamic expansion turbine is placed in heat exchange relationship with at least a portion of the second head stream advantageously in the second heat exchanger;
  • At least a portion of the first expanded fraction from the first turbine is cooled by heat exchange with at least a portion of the first overhead stream, preferably in the second heat exchanger, before introduction into the first column;
  • the second fraction of the feed stream is cooled and is partially condensed advantageously in the first heat exchanger, the second cooled and partially condensed fraction being introduced into a second separator tank, the third overhead stream from the second separator tank being at least partially introduced into the second dynamic expansion turbine;
  • the third foot stream from the second separator tank is expanded, and is heated, preferably in the first heat exchanger, and is introduced into the first column and / or the second fractionation column;
  • a fraction from the first foot stream recovered from the first separator tank is introduced into a liquid stream formed from the second fraction of the feed stream;
  • the method comprises the following steps:
  • the process comprises the following steps:
  • the method comprises the following steps:
  • the process comprises the following steps: Sampling, in the first head stream of a secondary recompression fraction upstream of the first compressor;
  • the second compressor comprises a first compression stage, at least a second compression stage and a refrigerant interposed between the first compression stage and the second compression stage, the method comprising a step of passing the first compressed column head stream; from the first compressor successively in the first compression stage, in the refrigerant, then in the second compression stage;
  • the method comprises the following steps:
  • the method comprises the following steps:
  • the method comprises the following steps:
  • the method comprises pumping the first foot flow and heating the first foot flow in the first heat exchanger before its introduction into the second fractionation column.
  • the invention also relates to a plant for producing a C 3 + hydrocarbon rich fraction and a methane-rich stream from a feed stream containing hydrocarbons, the plant comprising:
  • a first heat exchanger for partially cooling and condensing a first fraction of the feed stream
  • a first separator flask and means for introducing the cooled first fraction into the first separator flask to form a first gaseous head stream and a first liquid bottom stream;
  • a first compressor coupled to the first dynamic expansion turbine and a second compressor for compressing the heated head stream to form the methane-rich stream
  • At least partial cooling and condensation means of the second overhead stream advantageously comprising the first heat exchanger
  • the installation according to the invention may comprise one or more of the following characteristics, taken separately or according to any combination (s) technically possible (s):
  • auxiliary column Means for introducing at least a portion of the second expanded fraction from the second dynamic expansion turbine in the auxiliary column, to recover a third foot flow from the auxiliary column;
  • FIG. 1 is a functional block diagram of a first installation intended for the implementation of a first method according to the invention
  • FIG. 2 is a view similar to FIG. 1 of a second installation intended for the implementation of a second method according to the invention
  • FIG. 3 is a view similar to FIG. 1 of a third installation intended for the implementation of a third method according to the invention
  • FIG. 4 is a view similar to Figure 1 of a fourth installation for the implementation of a fourth method according to the invention.
  • FIG. 5 is a view similar to FIG. 1 of a fifth installation intended for the implementation of a fifth method according to the invention
  • FIG. 6 is a view similar to Figure 1 of a sixth installation for the implementation of a sixth method according to the invention.
  • FIG. 7 is a view similar to Figure 1 of a seventh installation for implementing a seventh method according to the invention.
  • the efficiency of each compressor is selected to be 82% polytropic and the efficiency of each turbine is 85% adiabatic.
  • distillation columns described use trays but can also use loose or structured packing. A combination of trays and packing is also possible.
  • the additional turbines that are described drive compressors but may also lead to variable frequency electric generators whose electricity produced can be used in the network via a frequency converter.
  • Currents with a temperature above ambient are described as being cooled by aero-refrigerants.
  • water exchangers for example freshwater or seawater.
  • FIG. 1 A first installation 10 according to the invention is shown in FIG. This plant is intended for the production of a stream 12 rich in methane and ethane, and a 14-rich hydrocarbon fraction C 3 + from a feed stream 16 gas.
  • the method and the installation 10 are advantageously applied to the construction of a new C 3 + hydrocarbon recovery unit.
  • the plant 10 comprises, from upstream to downstream, a first heat exchanger 20, a first separator tank 22, a second heat exchanger 24 and a first dynamic expansion turbine 26.
  • the installation 10 further comprises a first column 28, a first compressor 30 coupled to the first dynamic expansion turbine 26, a first air cooler 32, a second compressor 34 and a second air cooler 36.
  • the installation 10 further comprises a first pump 38 situated downstream of the first column 28 and a second fractionation column 40 equipped with a reboiler 42 and a head separator tank 44.
  • the installation 10 further comprises a second dynamic expansion turbine 46, distinct from the first dynamic expansion turbine 26, and a third compressor 48 coupled to the second dynamic expansion turbine 46.
  • the gaseous feed stream 16 is a stream of natural gas, a stream of refinery gas, or a stream of synthetic gas obtained from a hydrocarbon source such as coal, crude oil, naphtha.
  • stream 16 is a stream of dehydrated natural gas. It advantageously contains less than 1 ppm of water.
  • the feed stream 16 generally has between 2% and 15% by moles of C 3 + hydrocarbons to be extracted and between 75% and 95% by moles of methane and ethane.
  • the feed stream 16 is formed of a dehydrated natural gas which comprises in mole 1, 80% of nitrogen, 89.61% of methane, 4.38% of ethane, 2.52% propane, 0.35% isobutane, 0.75% n-butane, 0.12% isopentane, 0.12% n-pentane, 0.15% n-hexane, 0.15% n-heptane, and 0.01% carbon dioxide.
  • the feed stream 16 has a pressure greater than 35 bar, in particular greater than 50 bar and a temperature close to ambient temperature, and especially between 30 ° C and 50 ° C, for example substantially equal to 40 ° C.
  • the feed stream 16 is first divided into a first fraction 60 of the feed stream and a second fraction 62 of the feed stream.
  • the ratio of the molar flow rate of the first fraction 60 to the second fraction 62 is, for example, greater than 2 and is in particular between 2 and 15.
  • the first fraction 60 is first introduced into the first heat exchanger 20 where it is cooled and partially condensed to form a first fraction 64 of cooled feed stream.
  • the temperature of the first fraction 64 of cooled feed stream is less than -10 ° C and especially equal to -45.1 ° C.
  • the first fraction 64 is then introduced into the first separator flask 22.
  • the liquid content of the first feed fraction 64 is advantageously less than 50 mol%.
  • a first gaseous head stream 66 and a first liquid bottom stream 68 are removed from the first separator tank 22.
  • the entire first gaseous head stream 66 forms a turbine feed fraction 70 which is introduced into the first dynamic expansion turbine 26.
  • the turbine feed fraction 70 is expanded in the first turbine 26 to a pressure substantially equal to the operating pressure of the column 28.
  • This pressure is less than 40 bar and in particular between 10 bar and 30 bar, by being advantageously equal to about 24 bars.
  • the temperature of the first expanded fraction 72 resulting from the first dynamic expansion turbine 26 is less than -30 ° C. and is in particular equal to -77.9 ° C.
  • the entire first expanded fraction 72 forms a first feed stream 74 of the column 28 which is fed directly to a lower level N1 of the first fractionation column 28 without passing through a heat exchanger.
  • the lower portion of the column 28 is located at a height less than 40% of the height of the column 28.
  • the level N1 is for example located on the thirteenth floor from the top of the column 28.
  • the first foot stream 68 is expanded in a first static expansion valve 76 to form a relaxed foot stream 78.
  • the relaxed foot stream 78 has a pressure substantially equal to the operating pressure of the column 28 and a temperature below -20 ° C and in particular substantially equal to -59.8 ° C.
  • the first relaxed foot stream 78 is introduced into the column 28 at a level N2 located below the level N1, at the foot of the column 28.
  • the entire second fraction 62 of the feed stream is introduced into the second dynamic expansion turbine 46.
  • the second fraction 62 of the feed stream is introduced into the turbine 46, without passing through the first heat exchanger 20 in this example.
  • the second fraction 62 thus reaches the second turbine 46 without being in heat exchange relationship with another current flowing in the installation.
  • the second fraction 62 of the feed stream is then expanded in the second expansion turbine 46 to a pressure substantially equal to the pressure of the column 28 or slightly greater than the pressure of the column 28, that is to say say at least about 2 bar higher than the pressure of column 28.
  • the second expanded fraction 80 from the second dynamic expansion turbine 46 is then completely conveyed to the second heat exchanger 24 to be cooled and form a second feed stream 82 of the first column 28.
  • the temperature of the second feed stream 82 recovered at the outlet of the second heat exchanger 24 is less than -40 ° C. and is in particular substantially equal to -83.1 ⁇ .
  • the second feed stream 82 is introduced into the first fractionation column 28 at a level N3 located in the lower portion of the column 28, above the level N1.
  • This level N3 is for example located on the twelfth floor from the top of column 28.
  • the expansion of the first feed fraction 70 in the first dynamic expansion turbine 26 makes it possible to recover 9605 kW of energy
  • the expansion of the second fraction 62 makes it possible to recover 1904 kW of energy.
  • a first head stream 84 is recovered at the top of the first fractionation column 28.
  • This first head stream 84 is successively heated in the second heat exchanger 24, then in the first heat exchanger 20 to form a first heated head stream 86.
  • the temperature of the first heated overhead stream 86 at the outlet of the first exchanger 20 is greater than 10 ° C. and is in particular substantially equal to 38 ° C.
  • a secondary recompression fraction 88 is taken from the first heated head stream 86, at the outlet of the first exchanger 20.
  • the ratio of the molar flow rate of the secondary recompression fraction 88 taken with respect to the heated head flow 86 coming from the exchanger 20 is less than 20% and is in particular between 5% and 20%.
  • the rest of the heated head stream 86 is then introduced into the first compressor 30 to be compressed at a pressure greater than 20 bar and in particular substantially equal to 30.2 bar.
  • the secondary recompression fraction 88 is in turn recompressed in the third compressor 48 coupled to the second dynamic expansion turbine 46, to a pressure substantially equal to the compression pressure of the remainder of the first heated head stream 86 from the first compressor 30.
  • the compressed secondary recompression fraction 88 is then reintroduced into the heated overhead stream from the first compressor 30 to form the compressed heated overhead stream 90.
  • the compressed heated head stream 90 is introduced into the first refrigerant 32, to be cooled substantially to room temperature, before being introduced into the second compressor 34.
  • the first compressed fraction 90 is thus compressed to a pressure greater than 40 bar and in particular substantially equal to 51 bar.
  • the compressed fraction from the second compressor 34 is then introduced into the second refrigerant 36 to be cooled to a temperature substantially equal to room temperature, for example equal to 40 ° C and thus form the current 12 rich in methane and ethane extracted of the process.
  • the molar content of methane and ethane of stream 12 is greater than 98 mol%.
  • the stream 12 also contains more than 99 mol% of the methane contained in the feed stream and less than 5% of the C 3 + hydrocarbons contained in the feed stream 16.
  • the first foot stream 92 from column 28 is rich in hydrocarbons in
  • the first foot stream 92 has a temperature below -30 ° C and in particular substantially equal to -70 ° C.
  • the first foot stream 92 is introduced into the first pump 38 to be compressed at a pressure greater than 20 bar which substantially corresponds to the operating pressure of the second column 40.
  • This pressure is for example substantially equal to 29 bars. More generally, this pressure is at least 2 bar higher than the pressure of the column 28 and is for example between 10 bar and 35 bar.
  • the first compressed foot stream 94 is then introduced into the first heat exchanger 20, advantageously without passing through the second heat exchanger 24 to be heated to a temperature above 0 ° C and in particular equal to 1 1, 6 ° C.
  • the first warmed foot stream 96 from the first heat exchanger 20 is then introduced into the fractionation column 40, at a level E1 corresponding, for example, to the sixteenth stage, starting from the top of the column 40.
  • the fractionation column 40 produces a second head stream 98 and a second bottom stream 100.
  • the second foot flow 100 is recovered at a temperature above 50 ° C and in particular equal to 99 ° C. It contains more than 90 mol%, advantageously 98 mol% of propane contained in feed stream 16. This stream 100 further comprises more than 50 mol% of propane.
  • the stream 100 forms the section 14 rich in C 3 + hydrocarbons. It contains 1.18% ethane, 59.05% propane, 8.28% i-butane, 17.75% n-butane, 2.84% n-pentane, 2.84% d p-pentane, 3.55% n-hexane, 4.50% n-heptane.
  • the second head stream 98 is gaseous. It is recovered at a temperature below 0 ° C and in particular substantially equal to - ⁇ ⁇ 2.9 ° C.
  • the second head stream 98 is then introduced into the first heat exchanger 20 to be cooled and partially condensed and form a cooled second head stream 102.
  • the second cooled head stream 102 has a temperature below -20 ° C and a liquid content greater than 10 mol%.
  • the second cooled head stream 102 is then introduced into the head separator tank 44 to be separated into a second bottom stream 104 and a second top stream 106.
  • the second foot stream 104 is liquid. It is refluxed in the second column 40 to be introduced at a head level located for example in the first stage relative to the head of the column 40.
  • the second head stream 106 is introduced into the second heat exchanger 24 to be cooled to a temperature below -40 ° C and form a second cooled head stream 108.
  • the stream 108 is then expanded in a second static expansion valve 1 10 to form a expanded reflux flow 1 12 introduced into the first column 28 at a pressure substantially equal to the operating pressure of the column 28, at a level N4 located in the vicinity of the head of this column 28, above the level N3.
  • Table 2 illustrates the power consumed by the compressor 34 as a function of the flow rate of the second fraction 62 sent to the second turbine 46.
  • the recovery of C 3 + is greater than 99.0 mol%.
  • the energy consumption of the first method according to the invention constituted by the drive energy of the second compressor 34 can be considerably reduced to 23983 kW, against 24476 kW with a method of the state of the art according to the US patent 4,690,702, wherein the same feed rate to be treated is used and the same C 3 + recovery is achieved.
  • the process according to the invention thus makes it possible to obtain a significant reduction in the power consumed, while maintaining a high selectivity for the recovery of the C 3 + cut.
  • the process according to the invention makes it possible to approach the yields obtained with an optimized method of the state of the art in which the liquids of the flask 22 are sent to the column 40 after reheating in the first exchanger 20, for which the energy consumption is 22440 kW.
  • the gain with respect to the optimized method of the state of the art is also of the order of 2%.
  • the first head stream 66 from the first separator flask 22 is separated into the first turbine feed fraction 70 and into a second column feed fraction 120.
  • the ratio of the molar flow rate of the second column feed fraction 120 to the first turbine feed fraction 70 is less than 50% and is in particular between 10% and 40%.
  • the second column feed fraction 120 is then introduced into the second heat exchanger 24 to be cooled to a temperature below 40 ° C, and then is expanded to a pressure substantially equal to the pressure of the column 28 by passing through through a third static expansion valve 122.
  • the auxiliary supply current 124 thus formed is introduced into the column 28 at a level N5 situated between the level N4 and the level N3. This provision can be applied to all other embodiments described below.
  • FIG. 2 A second installation 130 according to the invention is shown in FIG. 2. This second installation 130 is intended for the implementation of a second method according to the invention.
  • At least a portion 132 of the first fraction 72 expanded from the first turbine 26 is derived through a flow control valve 134, to be cooled in the second heat exchanger 24 and forming an additional feed stream 138 of the column 28.
  • a second portion of the first fraction 72 forms the second feed stream 74 described above.
  • the temperature of the additional feed stream 138 is below -40 ° C and in particular is equal to - q 82.5 C.
  • the additional feed stream 138 is introduced into the column 28 at a level N6 located above the level N3 and below level N4.
  • the ratio of the molar flow rate of the additional feed stream 138 to the molar flow rate of the first expanded fraction 72 is less than 70% and is in particular between 1% and 50%.
  • the second method according to the invention is moreover analogous to the first method according to the invention.
  • the second method according to the invention makes it possible to further reduce the recompression power of the order of 1.7% compared to the process described in US Pat. No. 4,690,702, and to get closer to the energy yields obtained in the optimized process of the invention. state of the art described above.
  • a third installation 140 according to the invention is shown in FIG. 3. Unlike the first installation 10 according to the invention, the third installation according to the invention 140 comprises a second separator tank 142 arranged upstream of the second turbine of the invention. dynamic relaxation 46.
  • the second fraction of the feed stream 62 is introduced into the first heat exchanger 20 to be cooled and partially condensed.
  • the second condensed cooled feed fraction 144 has a temperature below 100 ° C and a liquid fraction greater than 1 mol%.
  • the temperature of the second fraction 144 is greater, for example at least 20 ° C higher, than the temperature of the first fraction of the cooled feed stream 64 entering the first separator tank 22.
  • This fraction 144 is introduced into the second separator tank 142 to be separated into a third top stream 146 and a third bottom stream 148.
  • the third overhead stream 146 constitutes the portion of the second fraction of the feed stream 62 introduced into the second dynamic expansion turbine 46 to form the second expanded fraction 80.
  • the third foot stream 148 is introduced into a fourth static expansion valve 150 to be expanded to a pressure close to the operating pressure of the second column 40 and form a third relaxed foot stream 152.
  • the third relaxed foot stream 152 is then fed into the first heat exchanger 20 to be heated to a temperature above 0 ° C and form a heated third foot stream 154.
  • the third heated foot stream 154 is then introduced into the second column 40 at an average level E2 located below the level E1, for example substantially at the level 18 from the top of the column 40.
  • the implementation of the third method according to the invention is moreover analogous to that of the first method.
  • Table 3 illustrates the power reduction of the compressor 34 as a function of the flow rate of the feed stream sent to the second turbine 142.
  • the second fraction of the feed stream 62 is conveyed directly to the second separator tank 142, without passing through the first heat exchanger 20, and without being placed in an exchange relationship. thermal with another current flowing in the installation.
  • the implementation of this variant is moreover analogous to that described for the third method.
  • the third relaxed foot stream 152 may be sent at least partially to the first column 28.
  • FIG. 160 A fourth installation according to the invention 160 is shown in FIG.
  • This installation 160 is intended for the implementation of a fourth method according to the invention.
  • At least a portion of the first bottom stream 68 from the first separator tank 22 is introduced into a liquid stream formed from the second fraction of the feed stream 62, upstream of the second dynamic expansion turbine 46.
  • the first foot stream 68 is divided into a first portion 162 to be expanded in the first static valve 76 to form the first relaxed foot stream 78.
  • a second portion 164 of the first stream 68 is also introduced into a fifth dynamic expansion valve 166 to be expanded at a pressure substantially equal to the pressure of the second column 40.
  • the second relaxed portion 168 is then introduced into the third relaxed foot stream 152 upstream of the flow passage 152 in the first exchanger 20.
  • the fourth method according to the invention is moreover implemented in a similar manner to the third method according to the invention.
  • FIG. 1 A fifth installation 170 according to the invention is shown in FIG.
  • This fifth installation 170 is intended for the implementation of a fifth method according to the invention.
  • the fifth installation 170 comprises a downstream tank 172 disposed downstream of the first separating tank 22.
  • the fifth method according to the invention differs from the first method according to the invention in that the first expanded foot stream 78 coming from the valve 76 is introduced into the first heat exchanger 20 to be heated and partially vaporized to a temperature below 30 ° C and preferably equal to -22 ° C.
  • the first cooled foot stream 78 from the first exchanger 20 is introduced into the downstream separator tank 172 to be separated into a fourth gaseous head stream 176 and a fourth liquid stream 178.
  • the fourth foot stream 178 forms a first column supply auxiliary stream which is introduced into a lower portion of the column 28, for example at the N2 level.
  • the fourth gaseous stream 176 is passed through the second heat exchanger 24 to be cooled and condensed and form a second auxiliary column supply stream 179.
  • the stream 179 is introduced into the column 28 at a level N7 above the level N3 and below level N4.
  • the liquids coming from the flask 172 are sent to the first column 28, possibly after passing through the second exchanger 24, or else in the second column 40, possibly after passing through the second exchanger 24.
  • FIG. 6 A sixth installation 370 according to the invention is illustrated in FIG. 6. This sixth installation 370 is intended for the implementation of a sixth method according to the invention.
  • the sixth installation 370 is similar to the fourth installation 160.
  • the sixth method according to the invention comprises taking a recirculation current 372 in the first compressed head fraction 374 from the second refrigerant 36, downstream of the second compressor 34 .
  • the ratio of the molar flow rate of the recirculation stream 372 to the molar flow rate of the first compressed top fraction 374 is less than 1%.
  • the recirculation stream 372 is then cooled in the first heat exchanger 20 to a temperature below 40 ° C, in particular equal to 25 ° C.
  • the recirculation stream 372 is then introduced into a stream formed from the first fraction of the feed stream 60, upstream of the first dynamic expansion turbine.
  • the recirculation stream 372 is introduced into the first head stream 66 from the first separator tank 22 through a valve 376.
  • the recirculation stream 372 is introduced into the first fraction of the cooled feed stream 64, upstream of the first separator tank 22.
  • a seventh installation according to the invention 180 is shown in FIG. 7.
  • This seventh installation 180 is intended for the implementation of a seventh method according to the invention.
  • the seventh installation 180 is advantageously intended to increase the capacity of an installation of the type described in US 4,690,702.
  • the existing installation comprises, for example, the first heat exchanger 20, the first separator balloon 22, the first dynamic expansion turbine 26, the first column 28 and the second fractionation column 40 provided with its head separator balloon 44 and the reboiler 42 .
  • the existing installation further comprises the second compressor 34 and the first compressor 30 coupled to the turbine 26.
  • the seventh installation 180 comprises a second dynamic expansion turbine 46 and a third compressor 48 coupled to the second dynamic expansion turbine 46.
  • the seventh installation 180 further comprises an upstream heat exchanger 182, a downstream heat exchanger 184, an auxiliary column 186 and an auxiliary compressor 188.
  • the auxiliary column 186 is provided with a bottom auxiliary pump 190.
  • the seventh method according to the invention differs from the first method according to the invention, in that the feed stream 16 is further separated into a third supply stream fraction 192 which is introduced into the upstream heat exchanger 182, in addition to the first fraction 60 and the second fraction 62.
  • the third cooled fraction 193 coming from the upstream exchanger 182 is reintroduced into the first cooled fraction 64 coming from the first heat exchanger 20 upstream of the first balloon 22.
  • the ratio of the molar flow rate of the third fraction 192 to the molar flow rate of the feed stream 16 is greater than 5% and is, for example, less than 30%.
  • the first auxiliary current 194 is introduced into the auxiliary column 186 substantially in its middle part, at an introduction level P1.
  • the temperature of the first stream 194 is for example less than -40 ° and is especially between -40 ° C and - ⁇ ⁇ ' ⁇ .
  • the second head stream 106 from the head separator balloon 44 is separated into a first portion 195 and a second portion 196.
  • the first portion 195 is conveyed to the second heat exchanger 24 to form the cooled stream 108, then the expanded reflux flow 1 12, after expansion in the valve 1 10.
  • the second portion 196 is conveyed to the downstream heat exchanger 184 to be cooled and partially condensed.
  • the cooled and partially condensed second portion 198 is then expanded in a seventh static expansion valve 200 to form a second auxiliary supply stream 202 for the auxiliary column 186.
  • the temperature of the second auxiliary stream 202 is less than -40 ° C.
  • the second auxiliary current 202 is introduced at a head level P2 of the column 186, located above the level P1.
  • the first head stream 66 is separated into a turbine feed fraction 70 and into a second feed fraction of column 120.
  • the second column feed fraction 120 is expanded in the third static expansion valve 122 to form a third auxiliary supply stream 204 of the auxiliary column 186 which is introduced at the bottom of the column 186 to an introduction level P3 located below level P1.
  • the auxiliary column 186 produces a third gaseous head stream 206 and a third liquid foot stream 208.
  • the third foot stream 208 is pumped by the auxiliary pump 190 to form the second column feed stream 82.
  • the stream 82 is mixed with the first expanded foot stream 78 from the first separator tank 22 after expansion in the first valve 76.
  • the number of points of introduction into the column 28 remains the same.
  • the second column feed stream 82 is formed from the second expanded fraction 80 from the second dynamic expansion turbine 46, after passage of this fraction 80 in the auxiliary column 186.
  • the first head stream 84 from the first column 28 is separated into a first portion 210 and a second portion 212.
  • the first portion 210 of the first head stream 84 receives the third head stream
  • the second portion 212 is introduced into the downstream heat exchanger 184 to be heated.
  • the second heated portion 214 is then separated into a first return current 216 and a first compression current 218.
  • the first return current 216 is reintroduced into the first portion 210 of the partially heated head stream 84, between the second heat exchanger 24 and the first heat exchanger 20.
  • the first recompression current 218 is introduced into the upstream exchanger
  • the warmed recompression current 220 recovered at the outlet of the upstream heat exchanger 182 is then separated into a second return current 222 and a second recompression current 224.
  • the second return current 222 is reintroduced into the heated head stream 86 coming from the first heat exchanger 20, upstream of the first compressor 30.
  • the second recompression stream 224 is introduced successively into the third compressor 48, into a first additional refrigerant 226, into the auxiliary compressor 188, then into a second additional refrigerant 228. It is then reintroduced downstream of the second compressor 34, in particular by being mixed with the compressed head stream from the second refrigerant 36, to form the stream rich in methane and ethane 12.
  • the seventh installation 180 according to the invention thus makes it possible to significantly increase the flow rate of the feed stream 16, while retaining an excellent selectivity for the separation of C 3 + hydrocarbons, without having to modify the existing equipment in the installation, and in particular the columns 28 and 40, the turbine 26, and the compressors 30 and 34.
  • the first expanded foot stream 78 is introduced after reheating in the second fractionation column 40 and not in the first column 28.
  • the second heat exchanger 24 can be divided into several exchangers, each being fed by a part of the first head stream 84 and by at least one of the other currents flowing in the exchanger 24.
  • first heat exchanger 20 can also be divided into several exchangers.
  • an auxiliary expansion current is taken from the first head stream 86 after passing through the first heat exchanger 20.
  • the auxiliary expansion current is expanded in a dynamic auxiliary expansion turbine separate from the first turbine 26 and the second turbine 46. Then, the expanded stream from the dynamic auxiliary expansion turbine is reintroduced into the first head stream, before it passes into the first heat exchanger 20, for example downstream of the second heat exchanger 24.
  • a propane booster cycle is used to cool certain currents, for example the currents circulating in the first exchanger or in the second exchanger.

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Abstract

Ce procédé comporte la séparation d'un courant d'alimentation (16) en une première fraction (60) et en une deuxième fraction (62) et l'introduction d'au moins une partie de la deuxième fraction (62) dans une deuxième turbine de détente dynamique (46) pour former une deuxième fraction détendue (80). Il comporte le refroidissement de la deuxième fraction détendue (80) par échange thermique avec au moins une partie du premier flux de tête (84) issu d'une première colonne (28) et la formation d'un deuxième courant d'alimentation (82) de la première colonne (28) à partir de la deuxième fraction détendue refroidie.

Description

Procédé de production d'une coupe riche en hydrocarbures en C3 + et d'un courant riche en méthane et éthane à partir d'un courant d'alimentation riche en
hydrocarbures et installation associée
La présente invention concerne un procédé de production d'une coupe riche en hydrocarbures en C3 + et d'un courant riche en méthane et éthane, à partir d'un courant d'alimentation contenant des hydrocarbures, le procédé comprenant les étapes suivantes :
- refroidissement et condensation partielle d'une première fraction du courant d'alimentation dans un premier échangeur thermique ;
- introduction de la première fraction refroidie dans un premier ballon séparateur pour former un premier courant de tête gazeux et un premier courant de pied liquide ;
- introduction d'au moins une partie du premier courant de tête dans une première turbine de détente dynamique ;
- formation d'un premier courant d'alimentation d'une première colonne à partir de la première fraction détendue issue de la première turbine de détente dynamique et introduction du premier courant d'alimentation dans la partie inférieure d'une première colonne pour récupérer un premier flux de tête et un premier flux de pied ;
- réchauffage d'au moins une partie du premier flux de tête dans un deuxième échangeur thermique, puis dans le premier échangeur thermique, et compression d'au moins une partie du flux de tête réchauffé dans un premier compresseur attelé à la première turbine, puis dans un deuxième compresseur pour former le courant riche en méthane et éthane ;
- introduction du premier flux de pied dans une deuxième colonne de fractionnement pour récupérer un deuxième flux de tête et un deuxième flux de pied ;
- formation de la coupe riche en hydrocarbures en C3 + à partir du deuxième flux de pied ;
- refroidissement et condensation au moins partielle du deuxième flux de tête, avantageusement dans le premier échangeur thermique, et introduction du deuxième flux de tête partiellement condensé dans un ballon séparateur de tête pour former un deuxième courant de tête gazeux et un deuxième courant de pied liquide ;
- introduction du deuxième courant de pied liquide en reflux dans la deuxième colonne de fractionnement ;
- refroidissement et condensation au moins partielle du deuxième courant de tête gazeux, avantageusement dans le deuxième échangeur thermique ;
- détente du deuxième courant de tête partiellement condensé et introduction dans la première colonne ; - introduction d'au moins une partie du premier courant de pied dans la première colonne et/ou dans la deuxième colonne de fractionnement.
Un tel procédé est destiné à extraire une coupe en C3 +, comprenant notamment du propylène, du propane et des hydrocarbures plus lourds, à partir notamment d'un courant d'alimentation de gaz naturel, de gaz de raffinerie, ou de gaz synthétique obtenus à partir d'autres sources hydrocarbonées telles que le charbon, l'huile brute, ou le naphta.
Le gaz naturel contient généralement une majorité de méthane et d'éthane constituant au moins 50 % du gaz. Il contient également en quantité plus négligeable des hydrocarbures plus lourds, tels que le propane ou le butane. Dans certains cas, il contient également de l'hélium, de l'hydrogène, de l'azote et du dioxyde de carbone.
Le procédé selon l'invention est avantageusement destiné à la récupération de propane et d'hydrocarbures plus lourds à partir de gaz naturel.
Ces hydrocarbures lourds, et notamment le butane et le propane, peuvent être commercialisés et présentent donc une valeur économique. A cet égard, la demande en liquides de gaz naturel en tant que charge pour l'industrie pétrochimique augmente continûment et devrait continuer à augmenter dans les prochaines années.
Par ailleurs, pour des raisons de procédé, il est nécessaire de séparer les hydrocarbures lourds, afin d'éviter qu'ils ne condensent au cours du transport et/ou de la manipulation des gaz. Ceci permet d'éviter des incidents tels que l'arrivée de bouchons liquides dans les installations de transport ou de traitement conçues pour des effluents gazeux.
Pour récupérer les liquides du gaz naturel, il est connu d'utiliser un procédé d'absorption à l'huile qui permet une récupération d'environ 75 % des butanes et de 85 % à 90 % des pentanes et des hydrocarbures plus lourds.
Ce procédé est amélioré par l'utilisation d'huile réfrigérée. Dans ce cas, le taux d'extraction de propane peut être supérieur à 90 %.
Pour atteindre des taux de récupération plus élevés, un procédé d'expansion cryogénique doit être utilisé.
De manière classique dans ce type de procédé, la charge gazeuse est refroidie, et est partiellement condensée dans un échangeur de chaleur gaz/gaz.
La charge est ensuite séparée dans un ballon séparateur. Puis, la partie liquide est traitée dans une colonne de fractionnement classique et l'effluent vapeur du séparateur alimente une turbine d'expansion thermique ou une vanne, pour être envoyé, après détente, dans la colonne de fractionnement.
Dans le procédé cryogénique, la température est descendue aux alentours de
- 90 °C. Pour refroidir le gaz à de telles températures, il est connu d'utiliser des réfrigérants externes, une turbine de détente dynamique ou la combinaison des deux. Un tel procédé présente l'avantage d'être facile à démarrer et offre une flexibilité opératoire satisfaisante.
Un procédé du type précité est décrit par exemple dans US 4 690 702. Un tel procédé est particulièrement efficace pour offrir une bonne récupération des hydrocarbures en C3 +. Il est néanmoins toujours souhaité d'améliorer le rendement énergétique du procédé.
Un but de l'invention est d'obtenir un procédé de production d'une coupe riche en hydrocarbures en C3 + à partir d'un courant d'alimentation, de manière extrêmement économique, peu encombrante, et plus efficace que dans les procédés connus.
A cet effet, l'invention a pour objet un procédé du type précité, caractérisé en ce que le procédé comprend les étapes suivantes :
- séparation du courant d'alimentation en la première fraction du courant d'alimentation et en une deuxième fraction du courant d'alimentation ;
- introduction d'au moins une partie de la deuxième fraction du courant d'alimentation dans une deuxième turbine de détente dynamique pour former une deuxième fraction détendue ;
- refroidissement d'au moins une partie de la deuxième fraction détendue par échange thermique avec au moins une partie du premier flux de tête issu de la première colonne ;
- formation d'un deuxième courant d'alimentation de la première colonne à partir de la deuxième fraction détendue refroidie ; et
- introduction du deuxième courant d'alimentation dans la première colonne.
Le procédé selon l'invention peut comprendre l'une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, prise(s) isolément ou suivant toutes les combinaisons techniquement possibles :
- la deuxième fraction détendue issue de la deuxième turbine de détente dynamique est mise en relation d'échange thermique avec au moins une partie du deuxième courant de tête avantageusement dans le deuxième échangeur thermique ;
- au moins une partie de la première fraction détendue issue de la première turbine est refroidie par échange thermique avec au moins une partie du premier flux de tête, avantageusement dans le deuxième échangeur thermique, avant introduction dans la première colonne ;
- la deuxième fraction du courant d'alimentation est refroidie et est partiellement condensée avantageusement dans le premier échangeur thermique, la deuxième fraction refroidie et partiellement condensée étant introduite dans un deuxième ballon séparateur, le troisième courant de tête issu du deuxième ballon séparateur étant introduit au moins partiellement dans la deuxième turbine de détente dynamique ;
- le troisième courant de pied issu du deuxième ballon séparateur est détendu, et est réchauffé, avantageusement dans le premier échangeur thermique, puis est introduit dans la première colonne et/ou dans la deuxième colonne de fractionnement ;
- une fraction issue du premier courant de pied récupéré à partir du premier ballon séparateur est introduite dans un courant liquide formé à partir de la deuxième fraction du courant d'alimentation ;
- le procédé comprend les étapes suivantes :
· détente, réchauffement, et vaporisation partielle du premier courant de pied issu du premier ballon séparateur ;
• introduction du premier courant de pied dans un ballon séparateur aval pour former un quatrième courant de pied et un quatrième courant de tête, le quatrième courant de tête étant refroidi, avantageusement dans le deuxième échangeur thermique, puis étant introduit dans la première colonne pour former un deuxième courant auxiliaire d'alimentation ;
- le procédé comporte les étapes suivantes :
• introduction de la deuxième fraction détendue issue de la deuxième turbine de détente dynamique dans un ballon auxiliaire aval pour former un cinquième courant de tête gazeux et un cinquième courant de pied liquide ;
• refroidissement du cinquième courant de tête gazeux et introduction dans la première colonne ;
• introduction du cinquième courant de pied liquide dans la première colonne et/ou dans la deuxième colonne ;
- le premier courant de pied issu du premier ballon séparateur est réchauffé dans le premier échangeur thermique, avant d'être introduit dans la deuxième colonne de fractionnement ;
- le procédé comprend les étapes suivantes :
• séparation du premier courant de tête en une première fraction d'alimentation de turbine, convoyée jusqu'à la première turbine de détente dynamique, et en une fraction d'alimentation de colonne qui est introduite dans le deuxième échangeur thermique pour former un courant d'alimentation auxiliaire de colonne ;
• introduction du courant d'alimentation auxiliaire de colonne dans la première colonne ;
- le procédé comporte les étapes suivantes : • prélèvement, dans le premier flux de tête d'une fraction secondaire de recompression en amont du premier compresseur ;
• passage de la fraction secondaire de recompression dans un troisième compresseur accouplé à la deuxième turbine de détente dynamique ;
· introduction de la fraction secondaire de recompression comprimée issue du troisième compresseur dans le premier flux de tête réchauffé en aval du premier compresseur ;
- le deuxième compresseur comprend un premier étage de compression, au moins un deuxième étage de compression et un réfrigérant interposé entre le premier étage de compression et le deuxième étage de compression, le procédé comprenant une étape de passage du premier flux de tête de colonne comprimé issu du premier compresseur successivement dans le premier étage de compression, dans le réfrigérant, puis dans le deuxième étage de compression ;
- le procédé comprend les étapes suivantes :
· introduction d'au moins une partie de la deuxième fraction détendue issue de la deuxième turbine de détente dynamique dans une colonne auxiliaire ;
• récupération d'un troisième flux de pied issu de la colonne auxiliaire,
• formation du deuxième courant d'alimentation de colonne à partir du troisième flux de pied de la colonne auxiliaire ;
- le procédé comprend les étapes suivantes :
• séparation du courant d'alimentation en la première fraction du courant d'alimentation, en la deuxième fraction du courant d'alimentation et une troisième fraction du courant d'alimentation ;
• refroidissement de la troisième fraction du courant d'alimentation par échange thermique avec au moins une partie du premier flux de tête issu de la première colonne, avantageusement dans un échangeur thermique amont distinct du deuxième échangeur thermique, et
• mélange de la troisième fraction du courant d'alimentation refroidie dans la première fraction du courant d'alimentation refroidie, avant passage dans le premier ballon séparateur ;
- le procédé les étapes suivantes :
• passage du premier flux de tête dans le premier échangeur thermique ;
• prélèvement d'un courant de détente auxiliaire dans le premier flux de tête, après son passage dans le premier échangeur thermique ;
· détente dynamique du courant de détente auxiliaire dans une turbine auxiliaire de détente dynamique ; • introduction du courant détendu issu de la turbine auxiliaire de détente dynamique dans le premier flux de tête, avant son passage dans le premier échangeur thermique ;
- le procédé comprend les étapes suivantes :
· prélèvement d'un courant de recirculation dans le premier flux de tête ou dans un courant formé à partir du premier flux de tête ;
• détente et introduction du courant de recirculation détendu dans un courant circulant en amont de la première turbine de détente dynamique, avantageusement dans la première fraction du premier courant d'alimentation refroidi ou dans la première fraction d'alimentation de turbine ;
- le procédé comporte le pompage du premier flux de pied et le réchauffage du premier flux de pied dans le premier échangeur thermique avant son introduction dans la deuxième colonne de fractionnement.
L'invention a également pour objet une installation de production d'une coupe riche en hydrocarbures en C3 + et d'un courant riche en méthane, à partir d'un courant d'alimentation contenant des hydrocarbures, l'installation comprenant :
- un premier échangeur thermique pour refroidir et condenser partiellement une première fraction du courant d'alimentation ;
- un premier ballon séparateur et des moyens d'introduction de la première fraction refroidie dans le premier ballon séparateur pour former un premier courant de tête gazeux et un premier courant de pied liquide ;
- une première turbine de détente dynamique et des moyens d'introduction d'au moins une partie du premier courant de tête dans la première turbine de détente dynamique ;
- une première colonne ;
- des moyens de formation d'un premier courant d'alimentation de la première colonne à partir de la première fraction détendue issue de la première turbine de détente dynamique et des moyens d'introduction du premier courant d'alimentation dans la partie inférieure de la première colonne pour récupérer un premier flux de tête et un premier flux de pied ;
- un deuxième échangeur thermique pour réchauffer au moins une partie du premier flux de tête ; et
- un premier compresseur attelé à la première turbine de détente dynamique et un deuxième compresseur pour comprimer le flux de tête réchauffé afin de former le courant riche en méthane ; - une deuxième colonne de fractionnement et des moyens d'introduction d'au moins une partie du premier flux de pied dans la deuxième colonne de fractionnement pour récupérer un deuxième flux de tête et un deuxième flux de pied ;
- des moyens de formation de la coupe riche en hydrocarbures en C3 + à partir du deuxième flux de pied ;
- des moyens de refroidissement et de condensation au moins partielle du deuxième flux de tête, comprenant avantageusement le premier échangeur thermique ;
- un ballon séparateur de tête et des moyens d'introduction du deuxième flux de tête partiellement condensé dans le ballon séparateur de tête pour former un deuxième courant de tête gazeux et un deuxième courant de pied liquide ;
- des moyens d'introduction du deuxième courant de pied liquide en reflux dans la deuxième colonne de fractionnement ;
- des moyens de refroidissement et de condensation partielle du deuxième courant de tête, avantageusement dans le deuxième échangeur ;
- des moyens de détente du deuxième courant de tête partiellement condensé et des moyens d'introduction en reflux dans la première colonne ;
- des moyens d'introduction d'au moins une partie du premier courant de pied dans la première colonne et/ou dans la deuxième colonne de fractionnement ;
caractérisé en ce que l'installation comporte :
- des moyens de séparation du courant d'alimentation en une première fraction du courant d'alimentation et en une deuxième fraction du courant d'alimentation ;
- une deuxième turbine de détente dynamique et des moyens d'introduction d'au moins une partie de la deuxième fraction du courant d'alimentation dans la deuxième turbine de détente dynamique pour former une deuxième fraction détendue ;
- des moyens de refroidissement d'au moins une partie de la deuxième fraction détendue par échange thermique avec au moins une partie du premier flux de tête issu de la première colonne ;
- des moyens de formation d'un deuxième courant d'alimentation de la première colonne à partir de la deuxième fraction détendue refroidie ; et
- des moyens d'introduction du deuxième courant d'alimentation dans la première colonne.
L'installation selon l'invention peut comprendre l'une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, prise(s) isolément ou suivant toute(s) la(les) combinaison(s) techniquement possible(s) :
- une colonne auxiliaire ; - des moyens d'introduction d'au moins une partie de la deuxième fraction détendue issue de la deuxième turbine de détente dynamique dans la colonne auxiliaire, pour récupérer un troisième flux de pied issu de la colonne auxiliaire ;
- des moyens de formation du deuxième courant d'alimentation de la première colonne à partir du troisième flux de pied issu de la colonne auxiliaire.
L'invention sera mieux comprise à la lecture de la description qui va suivre, donnée uniquement à titre d'exemple, et faite en se référant aux dessins annexés, sur lesquels :
- la figure 1 est un schéma synoptique fonctionnel d'une première installation destinée à la mise en œuvre d'un premier procédé selon l'invention ;
- la figure 2 est une vue analogue à la figure 1 d'une deuxième installation destinée à la mise en œuvre d'un deuxième procédé selon l'invention ;
- la figure 3 est une vue analogue à la figure 1 d'une troisième installation destinée à la mise en œuvre d'un troisième procédé selon l'invention ;
- la figure 4 est une vue analogue à la figure 1 d'une quatrième installation destinée à la mise en œuvre d'un quatrième procédé selon l'invention ;
- la figure 5 est une vue analogue à la figure 1 d'une cinquième installation destinée à la mise en œuvre d'un cinquième procédé selon l'invention ;
- la figure 6 est une vue analogue à la figure 1 d'une sixième installation destinée à la mise en œuvre d'un sixième procédé selon l'invention.
- la figure 7 est une vue analogue à la figure 1 d'une septième installation destinée à la mise en œuvre d'un septième procédé selon l'invention.
Dans tout ce qui suit, on désignera par les mêmes références un courant circulant dans une conduite et la conduite qui le transporte.
En outre, sauf indication contraire, les pourcentages cités sont des pourcentages molaires, les pressions sont données en bars absolus.
Dans les exemples simulés numériquement, le rendement de chaque compresseur est choisi comme étant de 82% polytropique et le rendement de chaque turbine est de 85% adiabatique.
De même, les colonnes de distillation décrites utilisent des plateaux mais peuvent également utiliser du garnissage vrac ou structuré. Une combinaison de plateaux et de garnissage est également possible.
Les turbines additionnelles qui sont décrites entraînent des compresseurs mais peuvent également entraîner des générateurs électriques à fréquence variable dont l'électricité produite peut être utilisée dans le réseau par l'intermédiaire d'un convertisseur de fréquence. Les courants dont la température est supérieure à l'ambiante sont décrits comme étant refroidis par des aéro-réfrigérants. En variante, il est possible d'utiliser des échangeurs à eau, par exemple à eau douce ou à eau de mer.
Une première installation 10 selon l'invention est représentée sur la figure 1 . Cette installation est destinée à la production d'un courant 12 riche en méthane et en éthane, et d'une coupe 14 riche en hydrocarbures en C3 + à partir d'un courant d'alimentation 16 gazeux.
Le procédé et l'installation 10 s'appliquent avantageusement à la construction d'une nouvelle unité de récupération d'hydrocarbures en C3 +.
L'installation 10 comprend, d'amont en aval, un premier échangeur thermique 20, un premier ballon séparateur 22, un deuxième échangeur thermique 24 et une première turbine de détente dynamique 26.
L'installation 10 comporte en outre une première colonne 28, un premier compresseur 30 attelé à la première turbine de détente dynamique 26, un premier réfrigérant à air 32, un deuxième compresseur 34 et un deuxième réfrigérant à air 36.
L'installation 10 comporte de plus une première pompe 38 située en aval de la première colonne 28 et une deuxième colonne de fractionnement 40 munie d'un rebouilleur 42 et d'un ballon séparateur de tête 44.
Selon l'invention, l'installation 10 comporte en outre une deuxième turbine 46 de détente dynamique, distincte de la première turbine de détente dynamique 26, et un troisième compresseur 48 attelé à la deuxième turbine de détente dynamique 46.
Un premier procédé de production selon l'invention, mis en œuvre dans l'installation 10, va maintenant être décrit.
Le courant d'alimentation gazeux 16 est un courant de gaz naturel, un courant de gaz de raffinerie, ou un courant de gaz synthétique obtenu à partir d'une source hydrocarbonée telle que du charbon, de l'huile brute, du naphta.
Dans l'exemple représenté sur les figures, le courant 16 est un courant de gaz naturel déshydraté. Il contient avantageusement moins de 1 ppm d'eau.
Le courant d'alimentation 16 présente généralement entre 2 % et 15 % en moles d'hydrocarbures en C3 + à extraire et entre 75 % et 95 % en moles de méthane et d'éthane.
Dans un exemple particulier, le courant d'alimentation 16 est formé d'un gaz naturel déshydraté qui comporte en mole 1 ,80 % d'azote, 89,61 % de méthane, 4,38 % d'éthane, 2,52 % de propane, 0,35 % d'isobutane, 0,75 % de n-butane, 0,12 % d'isopentane, 0,12 % de n-pentane, 0,15 % de n-hexane, 0,15 % de n-heptane, et 0,01 % de dioxyde de carbone. Le courant d'alimentation 16 présente une pression supérieure à 35 bars, notamment supérieure à 50 bars et une température voisine de la température ambiante, et notamment comprise entre 30 °C et 50 °C, par exemple sensiblement égale à 40 °C.
En référence à la Figure 1 , le courant d'alimentation 16 est tout d'abord divisé en une première fraction 60 du courant d'alimentation et en une deuxième fraction 62 du courant d'alimentation.
Le rapport du débit molaire de la première fraction 60 à la deuxième fraction 62 est par exemple supérieur à 2 et est notamment compris entre 2 et 15.
Dans l'exemple représenté, la première fraction 60 est tout d'abord introduite dans le premier échangeur thermique 20 où elle est refroidie et partiellement condensée pour former une première fraction 64 de courant d'alimentation refroidie.
La température de la première fraction 64 de courant d'alimentation refroidie est inférieure à -10°C et notamment égale à - 45,1 °C. La première fraction 64 est alors introduite dans le premier ballon séparateur 22. La teneur en liquide de la première fraction d'alimentation 64 est avantageusement inférieure à 50 % molaire.
Un premier courant de tête gazeux 66 et un premier courant de pied liquide 68 sont extraits du premier ballon séparateur 22.
Dans cet exemple, la totalité du premier courant de tête gazeux 66 forme une fraction d'alimentation de turbine 70 qui est introduite dans la première turbine de détente dynamique 26.
La fraction d'alimentation de turbine 70 est détendue dans la première turbine 26 jusqu'à une pression sensiblement égale à la pression d'opération de la colonne 28. Cette pression est inférieure à 40 bars et notamment comprise entre 10 bars et 30 bars, en étant avantageusement égale à environ 24 bars.
La température de la première fraction détendue 72 issue de la première turbine de détente dynamique 26 est inférieure à - 30 °C et est notamment égale à - 77,9 °C.
Dans cet exemple, la totalité de la première fraction détendue 72 forme un premier courant d'alimentation 74 de la colonne 28 qui est introduit directement à un niveau N1 inférieur de la première colonne de fractionnement 28, sans passage par un échangeur thermique.
La partie inférieure de la colonne 28 est située à une hauteur inférieure à 40 % de la hauteur de la colonne 28.
Ainsi, le niveau N1 est par exemple situé au treizième étage en partant du haut de la colonne 28.
Le premier courant de pied 68 est détendu dans une première vanne de détente statique 76 pour former un courant de pied détendu 78. Le courant de pied détendu 78 présente une pression sensiblement égale à la pression d'opération de la colonne 28 et une température inférieure à - 20 °C et notamment sensiblement égale à - 59, 8°C.
Le premier courant de pied détendu 78 est introduit dans la colonne 28 à un niveau N2 situé sous le niveau N1 , au pied de la colonne 28.
Dans cet exemple, la totalité de la deuxième fraction 62 du courant d'alimentation est introduite dans la deuxième turbine de détente dynamique 46.
La deuxième fraction 62 du courant d'alimentation est introduite dans la turbine 46, sans passer par le premier échangeur thermique 20 dans cet exemple. La deuxième fraction 62 atteint ainsi la deuxième turbine 46 sans être mise en relation d'échange thermique avec un autre courant circulant dans l'installation.
La deuxième fraction 62 du courant d'alimentation est alors détendue dans la deuxième turbine de détente 46 jusqu'à une pression sensiblement égale à la pression de la colonne 28 ou légèrement supérieure à la pression de la colonne 28, c'est-à-dire supérieure au maximum d'environ 2 bars par rapport à la pression de la colonne 28.
La deuxième fraction détendue 80 issue de la deuxième turbine de détente dynamique 46 est alors convoyée en totalité jusqu'au deuxième échangeur thermique 24 pour y être refroidie et former un deuxième courant d'alimentation 82 de la première colonne 28.
La température du deuxième courant d'alimentation 82 récupéré à la sortie du deuxième échangeur thermique 24 est inférieure à - 40 °C et est notamment sensiblement égale à - 83,1 Ό.
Le deuxième courant d'alimentation 82 est introduit dans la première colonne de fractionnement 28 à un niveau N3 situé dans la partie inférieure de la colonne 28, au- dessus du niveau N1 . Ce niveau N3 est par exemple situé au douzième étage en partant du haut de la colonne 28.
Dans cet exemple, la détente de la première fraction d'alimentation 70 dans la première turbine de détente dynamique 26 permet de récupérer 9605 kW d'énergie, et la détente de la deuxième fraction 62 permet de récupérer 1904 kW d'énergie.
Un premier flux de tête 84 est récupéré en tête de la première colonne de fractionnement 28.
Ce premier flux de tête 84 est successivement réchauffé dans le deuxième échangeur thermique 24, puis dans le premier échangeur thermique 20 pour former un premier flux de tête réchauffé 86.
La température du premier flux de tête réchauffé 86 à la sortie du premier échangeur 20 est supérieure à 10°C et est notamment sensiblement égale à 38°C. Une fraction secondaire de recompression 88 est prélevée dans le premier flux de tête réchauffé 86, à la sortie du premier échangeur 20.
Le rapport du débit molaire de la fraction secondaire de recompression 88 prélevée par rapport au flux de tête réchauffé 86 issu de l'échangeur 20 est inférieur à 20% et est notamment compris entre 5% et 20%.
Le reste du flux de tête réchauffé 86 est ensuite introduit dans le premier compresseur 30 pour être comprimé à une pression supérieure à 20 bars et notamment sensiblement égale à 30,2 bars.
La fraction secondaire de recompression 88 est quant à elle recomprimée dans le troisième compresseur 48 attelé à la deuxième turbine de détente dynamique 46, jusqu'à une pression sensiblement égale à la pression de compression du reste du premier flux de tête réchauffé 86 issu de du premier compresseur 30.
La fraction secondaire de recompression 88 comprimée est alors réintroduite dans le flux de tête réchauffé issu du premier compresseur 30 pour former le flux de tête réchauffé comprimé 90.
Puis, le flux de tête réchauffé comprimé 90 est introduit dans le premier réfrigérant 32, pour être refroidi sensiblement à température ambiante, avant d'être introduit dans le deuxième compresseur 34.
La première fraction comprimée 90 est ainsi comprimée jusqu'à une pression supérieure à 40 bars et notamment sensiblement égale à 51 bars.
La fraction comprimée issue du deuxième compresseur 34 est ensuite introduite dans le deuxième réfrigérant 36 pour être refroidie jusqu'à une température sensiblement égale à la température ambiante, par exemple égale à 40 °C et former ainsi le courant 12 riche en méthane et éthane extrait du procédé.
La teneur molaire en méthane et en éthane du courant 12 est supérieure à 98% molaire.
Le courant 12 contient en outre plus de 99% molaire du méthane contenu dans le courant d'alimentation et moins de 5% des hydrocarbures en C3 + contenus dans le courant d'alimentation 16.
Le premier flux de pied 92 issu de la colonne 28 est riche en hydrocarbures en
C3 +. Il comprend ainsi plus de 40% en moles de C3 +
Le premier flux de pied 92 présente une température inférieure à -30 °C et notamment sensiblement égale à - 70 °C.
Le premier flux de pied 92 est introduit dans la première pompe 38 pour être comprimé à une pression supérieure à 20 bars qui correspond sensiblement à la pression d'opération de la deuxième colonne 40. Cette pression est par exemple sensiblement égale à 29 bars. Plus généralement, cette pression est supérieure d'au moins 2 bars à la pression de la colonne 28 et est par exemple comprise entre 10 bars et 35 bars.
Le premier flux de pied comprimé 94 est ensuite introduit dans le premier échangeur thermique 20, avantageusement sans passer par le deuxième échangeur thermique 24 pour être réchauffé à une température supérieure à 0 °C et notamment égale à 1 1 ,6 °C.
Le premier flux de pied 96 réchauffé issu du premier échangeur thermique 20 est alors introduit dans la colonne de fractionnement 40, à un niveau E1 correspondant par exemple au seizième étage en partant du haut de la colonne 40.
La colonne de fractionnement 40 produit un deuxième flux de tête 98 et un deuxième flux de pied 100.
Le deuxième flux de pied 100 est récupéré à une température supérieure à 50 °C et notamment égale à 99 °C. Il contient plus de 90 % en moles, avantageusement 98 % en moles du propane contenu dans courant d'alimentation 16. Ce flux 100 comporte en outre plus de 50 % molaire de propane.
Dans l'exemple représenté, le flux 100 forme la coupe 14 riche en hydrocarbures en C3+. Il contient 1 ,18 % d'éthane, 59,05 % de propane, 8,28 % d'i-butane, 17,75 % de n-butane, 2,84 % de n-pentane, 2,84 % d'i-pentane, 3,55 % de n-hexane, 4,50 % de n- heptane.
Le deuxième flux de tête 98 est gazeux. Il est récupéré à une température inférieure à 0°C et notamment sensiblement égale à -~\ 2,9 °C.
Le deuxième flux de tête 98 est ensuite introduit dans le premier échangeur thermique 20 pour y être refroidi et partiellement condensé et former un deuxième flux de tête 102 refroidi.
Le deuxième flux de tête refroidi 102 présente une température inférieure à -20°C et une teneur en liquide supérieure à 10% molaire.
Le deuxième flux de tête refroidi 102 est ensuite introduit dans le ballon séparateur de tête 44 pour y être séparé en un deuxième courant de pied 104 et en un deuxième courant de tête 106.
Le deuxième courant de pied 104 est liquide. Il est pompé en reflux dans la deuxième colonne 40 pour y être introduit à un niveau de tête situé par exemple au premier étage par rapport à la tête de la colonne 40.
Le deuxième courant de tête 106 est introduit dans le deuxième échangeur thermique 24 pour y être refroidi jusqu'à une température inférieure à -40 °C et former un deuxième courant de tête refroidi 108. Le courant 108 est ensuite détendu dans une deuxième vanne de détente statique 1 10 pour former un courant de reflux détendu 1 12 introduit dans la première colonne 28 à une pression sensiblement égale à la pression d'opération de la colonne 28, à un niveau N4 situé au voisinage de la tête de cette colonne 28, au dessus du niveau N3.
Des exemples de température, de pression et de débit molaire des différents courants sont donnés dans le tableau 1 ci-dessous.
Le Tableau 2 ci-après illustre la puissance consommée par le compresseur 34 en fonction du débit de la deuxième fraction 62 envoyée vers la deuxième turbine 46. La récupération de C3 + est supérieure à 99,0 % molaire. Pression Pression Débit vers Puissance Puissance Puissance colonne colonne turbine turbine turbine compresseu
40 28 46 26 46 34 (bara) (bara) (kmol/h) (kW) (kW) (kW)
28.3 24.2 0 10224 0 24476
28.2 24.2 1000 10040 372 24256
28.2 24.1 2000 9899 746 24102
28.0 24.0 3000 9777 1 125 24020
27.9 23.9 4000 9691 151 1 23999
27.8 23.7 5000 9601 1904 23983
27.5 23.4 6000 9600 2320 24170
La consommation énergétique du premier procédé selon l'invention, constituée par l'énergie d'entraînement du deuxième compresseur 34 peut être considérablement diminuée jusqu'à 23983 kW, contre 24476 kW avec un procédé de l'état de la technique selon le brevet US 4 690 702, dans lequel le même débit de charge à traiter est utilisé et la même récupération en C3 + est atteinte.
Par rapport à l'état de la technique selon US 4 690 702, le procédé selon l'invention permet donc d'obtenir une réduction significative de la puissance consommée, tout en conservant une forte sélectivité pour la récupération de la coupe C3 +.
Par ailleurs, le procédé selon l'invention permet de se rapprocher des rendements obtenus avec un procédé optimisé de l'état de la technique dans lequel les liquides du ballon 22 sont envoyés vers la colonne 40 après réchauffage dans le premier échangeur 20, pour lequel la consommation énergétique est de 22440 kW.
Dans une variante du schéma de la Figure 1 , dans laquelle les liquides du ballon 22 sont envoyés vers la deuxième colonne 40, après réchauffage dans le premier échangeur thermique 20, le gain par rapport au procédé optimisé de l'état de la technique est aussi de l'ordre de 2%.
Dans une autre variante, représentée en pointillés sur la figure 1 , le premier courant de tête 66 issu du premier ballon séparateur 22 est séparé en la première fraction 70 d'alimentation de turbine et en une deuxième fraction 120 d'alimentation de colonne.
Le rapport du débit molaire de la deuxième fraction d'alimentation de colonne 120 à la première fraction d'alimentation de turbine 70 est inférieur à 50% et est notamment compris entre 10% et 40%.
La deuxième fraction d'alimentation de colonne 120 est ensuite introduite dans le deuxième échangeur thermique 24 pour être refroidie jusqu'à une température inférieure - 40 °C, puis est détendue à une pression sensiblement égale à la pression de la colonne 28 par passage à travers une troisième vanne de détente statique 122.
Le courant d'alimentation auxiliaire 124 ainsi formé est introduit dans la colonne 28 à un niveau N5 situé entre le niveau N4 et le niveau N3. Cette disposition peut s'appliquer à tous les autres modes de réalisation décrits ci- après.
Une deuxième installation 130 selon l'invention est représentée sur la figure 2. Cette deuxième installation 130 est destinée à la mise en œuvre d'un deuxième procédé selon l'invention.
A la différence du premier procédé selon l'invention, au moins une partie 132 de la première fraction 72 détendue issue de la première turbine 26 est dérivée à travers une vanne de contrôle de débit 134, pour être refroidie dans le deuxième échangeur thermique 24 et former un courant d'alimentation additionnel 138 de la colonne 28. Une deuxième partie de la première fraction 72 forme le deuxième courant d'alimentation 74 décrit précédemment.
La température du courant d'alimentation additionnel 138 est inférieure à -40 °C et est notamment égale à - 82,5qC. Le courant d'alimentation additionnel 138 est introduit dans la colonne 28 à un niveau N6 situé au-dessus du niveau N3 et en dessous du niveau N4.
Le rapport du débit molaire du courant d'alimentation additionnel 138 au débit molaire de la première fraction détendue 72 est inférieur à 70% et est notamment compris entre 1 % et 50%.
Le deuxième procédé selon l'invention est par ailleurs analogue au premier procédé selon l'invention.
Le deuxième procédé selon l'invention permet de diminuer encore la puissance de recompression de l'ordre de 1 ,7 % par rapport au procédé décrit dans US 4 690 702, et de se rapprocher encore des rendements énergétiques obtenus dans le procédé optimisé de l'état de la technique décrit plus haut.
Une troisième installation 140 selon l'invention est représentée sur la figure 3. A la différence de la première installation 10 selon l'invention, la troisième installation selon l'invention 140 comporte un deuxième ballon séparateur 142 disposé en amont de la deuxième turbine de détente dynamique 46.
A la différence du premier procédé selon l'invention, la deuxième fraction du courant d'alimentation 62 est introduite dans le premier échangeur thermique 20 pour y être refroidie et partiellement condensée.
La deuxième fraction d'alimentation refroidie condensée 144 présente une température inférieure à l O 'C et une fraction liquide supérieure à 1 % en mole. La température de la deuxième fraction 144 est supérieure, par exemple au moins 20 °C supérieure, à la température de la première fraction du courant d'alimentation refroidie 64 entrant dans le premier ballon séparateur 22. Cette fraction 144 est introduite dans le deuxième ballon séparateur 142 pour y être séparée en un troisième courant de tête 146 et en un troisième courant de pied 148.
Le troisième courant de tête 146 constitue la partie de la deuxième fraction du courant d'alimentation 62 introduite dans la deuxième turbine de détente dynamique 46 pour former la deuxième fraction détendue 80.
Le troisième courant de pied 148 est introduit dans une quatrième vanne de détente statique 150 pour y être détendu jusqu'à une pression proche de la pression de fonctionnement de la deuxième colonne 40 et former un troisième courant de pied détendu 152.
Le troisième courant de pied détendu 152 est ensuite envoyé dans le premier échangeur thermique 20 pour y être réchauffé jusqu'à une température supérieure à 0 °C et former un troisième courant de pied 154 réchauffé.
Le troisième courant de pied réchauffé 154 est ensuite introduit dans la deuxième colonne 40 à un niveau moyen E2 situé au-dessous du niveau E1 , par exemple sensiblement au niveau 18 depuis la tête de la colonne 40.
La mise en œuvre du troisième procédé selon l'invention est par ailleurs analogue à celle du premier procédé.
Le Tableau 3 illustre la diminution de puissance du compresseur 34 en fonction du débit de courant d'alimentation envoyé vers la deuxième turbine 142.
La puissance consommée diminue ainsi de 15,8% par rapport au procédé décrit dans US 4 690 702 et de 8,1 % par rapport au procédé optimisé de l'état de la technique décrit plus haut.
Dans une variante du troisième procédé, la deuxième fraction du courant d'alimentation 62 est convoyée directement vers le deuxième ballon séparateur 142, sans passer par le premier échangeur thermique 20, et sans être placé en relation d'échange thermique avec un autre courant circulant dans l'installation. La mise en œuvre de cette variante est par ailleurs analogue à celle décrite pour le troisième procédé.
Dans une variante du troisième procédé, le troisième courant de pied détendu 152 peut être envoyé au moins partiellement vers la première colonne 28.
Une quatrième installation selon l'invention 160 est représentée sur la figure 4.
Cette installation 160 est destinée à la mise en œuvre d'un quatrième procédé selon l'invention.
A la différence du troisième procédé selon l'invention, au moins une partie du premier courant de pied 68 issu du premier ballon séparateur 22 est introduite dans un courant liquide formé à partir de la deuxième fraction du courant d'alimentation 62, en amont de la deuxième turbine de détente dynamique 46.
Ainsi, le premier courant de pied 68 est divisé en une première partie 162 destinée à être détendue dans la première vanne 76 statique pour former le premier courant de pied détendu 78.
Une deuxième partie 164 du premier courant 68 est par ailleurs introduite dans une cinquième vanne de détente dynamique 166 pour y être détendue à une pression sensiblement égale à la pression de la deuxième colonne 40.
La deuxième partie détendue 168 est ensuite introduite dans le troisième courant de pied détendu 152 en amont du passage du courant 152 dans le premier échangeur 20.
Le quatrième procédé selon l'invention est par ailleurs mis en œuvre de manière analogue au troisième procédé selon l'invention.
Une cinquième installation 170 selon l'invention est représentée sur la figure 5.
Cette cinquième installation 170 est destinée à la mise en œuvre d'un cinquième procédé selon l'invention.
A la différence de la première installation 10, la cinquième installation 170 comprend un ballon aval 172 disposé en aval du premier ballon séparateur 22.
Comme illustré par la figure 5, le cinquième procédé selon l'invention diffère du premier procédé selon l'invention en ce que le premier courant de pied détendu 78 issu de la vanne 76 est introduit dans le premier échangeur thermique 20 pour y être réchauffé et partiellement vaporisé jusqu'à une température inférieure à 30 °C et avantageusement égale à -22 °C.
Puis, le premier courant de pied refroidi 78 issu du premier échangeur 20 est introduit dans le ballon séparateur aval 172 pour y être séparé en un quatrième courant de tête 176 gazeux et en un quatrième courant de pied 178 liquide. Le quatrième courant de pied 178 forme un premier courant auxiliaire d'alimentation de colonne qui est introduit dans une partie inférieure de la colonne 28, par exemple au niveau N2.
Le quatrième courant gazeux 176 est passé dans le deuxième échangeur thermique 24 pour y être refroidi et condensé et former un deuxième courant auxiliaire d'alimentation de colonne 179. Le courant 179 est introduit dans la colonne 28 à un niveau N7 situé au-dessus du niveau N3 et en dessous du niveau N4.
Le fonctionnement du cinquième procédé selon l'invention est par ailleurs analogue à celui du premier procédé selon l'invention.
En variante, les liquides issus du ballon 172 sont envoyés vers la première colonne 28 éventuellement après passage dans le deuxième échangeur 24, ou encore dans la deuxième colonne 40, éventuellement après passage dans le deuxième échangeur 24.
Une sixième installation 370 selon l'invention est illustrée par la Figure 6. Cette sixième installation 370 est destinée à la mise en œuvre d'un sixième procédé selon l'invention.
La sixième installation 370 est analogue à la quatrième installation 160.
Cependant, à la différence du quatrième procédé selon l'invention, le sixième procédé selon l'invention comprend le prélèvement d'un courant de recirculation 372 dans la première fraction de tête comprimée 374 issue du deuxième réfrigérant 36, en aval du deuxième compresseur 34.
Le rapport du débit molaire du courant de recirculation 372 au débit molaire de la première fraction de tête comprimée 374 est inférieur à 1 %.
Le courant de recirculation 372 est ensuite refroidi dans le premier échangeur thermique 20 jusqu'à une température inférieure à 40 °C, notamment égale à 25 °C.
Le courant de recirculation 372 est ensuite introduit dans un courant formé à partir de la première fraction du courant d'alimentation 60, en amont de la première turbine de détente dynamique.
Dans cet exemple, le courant de recirculation 372 est introduit dans le premier courant de tête 66 issu du premier ballon séparateur 22 à travers une vanne 376. Dans une variante (non représentée), le courant de recirculation 372 est introduit dans la première fraction du courant d'alimentation refroidie 64, en amont du premier ballon séparateur 22.
Une septième installation selon l'invention 180 est représentée sur la figure 7. Cette septième installation 180 est destinée à la mise en œuvre d'un septième procédé selon l'invention. La septième installation 180 est destinée avantageusement à une augmentation de capacité d'une installation du type décrit dans US 4,690,702.
L'installation existante comprend par exemple le premier échangeur thermique 20, le premier ballon séparateur 22, la première turbine de détente dynamique 26, la première colonne 28 et la deuxième colonne de fractionnement 40 munie de son ballon séparateur de tête 44 et du rebouilleur 42.
L'installation existante comprend en outre le deuxième compresseur 34 et le premier compresseur 30 attelé à la turbine 26.
Comme dans l'installation 10 représentée sur la figure 1 , la septième installation 180 selon l'invention comprend une deuxième turbine de détente dynamique 46 et un troisième compresseur 48 attelé à la deuxième turbine de détente dynamique 46.
A la différence de la première installation 10 selon l'invention, la septième installation 180 comprend en outre un échangeur thermique amont 182, un échangeur thermique aval 184, une colonne auxiliaire 186 et un compresseur auxiliaire 188.
La colonne auxiliaire 186 est munie d'une pompe auxiliaire de fond 190.
Le septième procédé selon l'invention diffère du premier procédé selon l'invention, en ce que le courant d'alimentation 16 est en outre séparé en une troisième fraction 192 de courant d'alimentation qui est introduite dans l'échangeur thermique amont 182, en plus de la première fraction 60 et de la deuxième fraction 62.
La troisième fraction refroidie 193 issue de l'échangeur amont 182 est réintroduite dans la première fraction refroidie 64 issue du premier échangeur thermique 20 en amont du premier ballon 22.
Le rapport du débit molaire de la troisième fraction 192 au débit molaire du courant d'alimentation 16 est supérieur à 5 % et est par exemple inférieur à 30%.
A la différence du premier procédé selon l'invention, la deuxième fraction détendue
80 issue de la deuxième turbine de détente 46 est introduite dans l'échangeur thermique aval 184 pour y être refroidie et former un premier courant auxiliaire 194 d'alimentation de la colonne auxiliaire 186. Le premier courant auxiliaire 194 est introduit dans la colonne auxiliaire 186 sensiblement dans sa partie médiane, à un niveau d'introduction P1 .
La température du premier courant 194 est par exemple inférieure à -40^ et est notamment comprise entre -40 °C et -Ι ΟΟ 'Ό.
Le deuxième courant de tête 106 issu du ballon séparateur de tête 44 est séparé en une première partie 195 et en une deuxième partie 196.
La première partie 195 est convoyée vers le deuxième échangeur thermique 24 pour former le courant refroidi 108, puis le courant de reflux détendu 1 12, après détente dans la vanne 1 10. La deuxième partie 196 est convoyée jusqu'à l'échangeur thermique aval 184 pour y être refroidie et partiellement condensée. La deuxième partie 198 refroidie et partiellement condensée est ensuite détendue dans une septième vanne de détente statique 200 pour former un deuxième courant auxiliaire 202 d'alimentation de la colonne auxiliaire 186.
La température du deuxième courant auxiliaire 202 est inférieure à -40 °C. Le deuxième courant auxiliaire 202 est introduit à un niveau de tête P2 de la colonne 186, situé au-dessus du niveau P1 .
A la différence du premier procédé selon l'invention, et comme dans la variante représentée en pointillés sur la Figure 1 , le premier courant de tête 66 est séparé en une fraction d'alimentation de turbine 70 et en une deuxième fraction d'alimentation de colonne 120.
La deuxième fraction d'alimentation de colonne 120 est détendue dans la troisième vanne de détente statique 122 pour former un troisième courant auxiliaire 204 d'alimentation de la colonne auxiliaire 186 qui est introduit au pied de la colonne 186 à un niveau d'introduction P3 situé au dessous du niveau P1 .
La colonne auxiliaire 186 produit un troisième flux de tête gazeux 206 et un troisième flux de pied liquide 208.
Le troisième flux de pied 208 est pompé par la pompe auxiliaire 190 pour former le deuxième courant d'alimentation de colonne 82.
Le courant 82 est mélangé au premier courant de pied détendu 78 provenant du premier ballon séparateur 22 après détente dans la première vanne 76. Ainsi, le nombre de points d'introduction dans la colonne 28 reste identique.
De la sorte, le deuxième courant d'alimentation de colonne 82 est formé à partir de la deuxième fraction détendue 80 issue de la deuxième turbine de détente dynamique 46, après passage de cette fraction 80 dans la colonne auxiliaire 186.
A la différence du premier procédé selon l'invention, le premier flux de tête 84 issu de la première colonne 28 est séparé en une première partie 210 et en une deuxième partie 212.
La première partie 210 du premier flux de tête 84 reçoit le troisième flux de tête
206 récupéré en tête de la colonne auxiliaire 186, avant d'être introduite dans le deuxième échangeur thermique 24, puis dans le premier échangeur thermique 20 pour y être réchauffée et former le flux de tête réchauffé 86.
La deuxième partie 212 est introduite dans l'échangeur thermique aval 184 pour y être réchauffée. La deuxième partie réchauffée 214 est ensuite séparée en un premier courant de retour 216 et en un premier courant de compression 218. Le premier courant de retour 216 est réintroduit dans la première partie 210 du flux de tête 84 partiellement réchauffée, entre le deuxième échangeur thermique 24 et le premier échangeur thermique 20.
Le premier courant de recompression 218 est introduit dans l'échangeur amont
182 pour y être réchauffé à contre-courant de la troisième fraction du courant d'alimentation 192 jusqu'à une température supérieure à 0°C.
Le courant de recompression réchauffé 220 récupéré à la sortie de l'échangeur thermique amont 182 est ensuite séparé en un deuxième courant de retour 222 et en un deuxième courant de recompression 224.
Le deuxième courant de retour 222 est réintroduit dans le flux de tête réchauffé 86 issu du premier échangeur thermique 20, en amont du premier compresseur 30.
Le deuxième courant de recompression 224 est introduit successivement dans le troisième compresseur 48, dans un premier réfrigérant additionnel 226, dans le compresseur auxiliaire 188, puis dans un deuxième réfrigérant additionnel 228. Il est ensuite réintroduit en aval du deuxième compresseur 34, notamment en étant mélangé au flux de tête comprimé issu du deuxième réfrigérant 36, pour former le courant riche en méthane et éthane 12.
La septième installation 180 selon l'invention permet donc d'augmenter significativement le débit du courant d'alimentation 16, en conservant une excellente sélectivité pour la séparation des hydrocarbures en C3 +, sans avoir à modifier les équipements existants dans l'installation, et notamment les colonnes 28 et 40, la turbine 26, et les compresseurs 30 et 34.
Dans une variante des procédés décrits précédemment, le premier courant de pied détendu 78 est introduit après réchauffage dans la deuxième colonne de fractionnement 40 et non dans la première colonne 28.
Dans une autre variante, le deuxième échangeur thermique 24 peut être divisé en plusieurs échangeurs, chacun étant alimenté par une partie du premier flux de tête 84 et par au moins un des autres courant circulant dans l'échangeur 24.
De même, le premier échangeur thermique 20 peut être aussi divisé en plusieurs échangeurs.
Dans une autre variante, un courant de détente auxiliaire est prélevé dans le premier flux de tête 86, après son passage dans le premier échangeur thermique 20.
Le courant de détente auxiliaire est détendu dans une turbine auxiliaire de détente dynamique distincte de la première turbine 26 et de la deuxième turbine 46. Puis, le courant détendu issu de la turbine auxiliaire de détente dynamique est réintroduit dans le premier flux de tête, avant son passage dans le premier échangeur thermique 20, par exemple en aval du deuxième échangeur thermique 24.
Dans une autre variante, un cycle d'appoint au propane est utilisé pour refroidir certains courants, par exemple les courants circulant dans le premier échangeur ou dans le deuxième échangeur.

Claims

REVENDICATIONS
1 .- Procédé de production d'une coupe (14) riche en hydrocarbures en C3 + et d'un courant (12) riche en méthane et éthane, à partir d'un courant d'alimentation (16) contenant des hydrocarbures, le procédé comprenant les étapes suivantes :
- refroidissement et condensation partielle d'une première fraction (60) du courant d'alimentation dans un premier échangeur thermique (20) ;
- introduction de la première fraction refroidie (64) dans un premier ballon séparateur (22) pour former un premier courant de tête gazeux (66) et un premier courant de pied liquide (68) ;
- introduction d'au moins une partie du premier courant de tête (66) dans une première turbine (26) de détente dynamique ;
- formation d'un premier courant d'alimentation (74) d'une première colonne à partir de la première fraction détendue (72) issue de la première turbine de détente dynamique (26) et introduction du premier courant d'alimentation (74) dans la partie inférieure d'une première colonne (28) pour récupérer un premier flux de tête (84) et un premier flux de pied (92) ;
- réchauffage d'au moins une partie du premier flux de tête (84) dans un deuxième échangeur thermique (24), puis dans le premier échangeur thermique (20), et compression d'au moins une partie du flux de tête réchauffé (86) dans un premier compresseur (30) attelé à la première turbine (26), puis dans un deuxième compresseur (34) pour former le courant riche en méthane et éthane (12) ;
- introduction du premier flux de pied (20) dans une deuxième colonne de fractionnement (40) pour récupérer un deuxième flux de tête (98) et un deuxième flux de pied (100) ;
- formation de la coupe riche en hydrocarbures en C3 + à partir du deuxième flux de pied (100) ;
- refroidissement et condensation au moins partielle du deuxième flux de tête (98), avantageusement dans le premier échangeur thermique (20), et introduction du deuxième flux de tête partiellement condensé (102) dans un ballon séparateur de tête (44) pour former un deuxième courant de tête gazeux (106) et un deuxième courant de pied liquide (104) ;
- introduction du deuxième courant de pied liquide (104) en reflux dans la deuxième colonne de fractionnement (40) ;
- refroidissement et condensation au moins partielle du deuxième courant de tête gazeux (106), avantageusement dans le deuxième échangeur thermique (24) ; - détente du deuxième courant de tête partiellement condensé (108) et introduction dans la première colonne (28) ;
- introduction d'au moins une partie du premier courant de pied (68) dans la première colonne (28) et/ou dans la deuxième colonne de fractionnement (40) ;
caractérisé en ce que le procédé comporte les étapes suivantes :
- séparation du courant d'alimentation (16) en la première fraction du courant d'alimentation (60) et en une deuxième fraction du courant d'alimentation (62) ;
- introduction d'au moins une partie de la deuxième fraction du courant d'alimentation (62) dans une deuxième turbine de détente dynamique (46) pour former une deuxième fraction détendue (80) ;
- refroidissement d'au moins une partie de la deuxième fraction détendue (80) par échange thermique avec au moins une partie du premier flux de tête (84) issu de la première colonne (28) ;
- formation d'un deuxième courant d'alimentation (82) de la première colonne (28) à partir de la deuxième fraction détendue refroidie ; et
- introduction du deuxième courant d'alimentation (82) dans la première colonne
(28).
2. - Procédé selon la revendication 1 , caractérisé en ce que la deuxième fraction détendue (80) issue de la deuxième turbine de détente dynamique (46) est mise en relation d'échange thermique avec au moins une partie du deuxième courant de tête (106) avantageusement dans le deuxième échangeur thermique (24).
3. - Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'au moins une partie de la première fraction détendue (72) issue de la première turbine (26) est refroidie par échange thermique avec au moins une partie du premier flux de tête (84), avantageusement dans le deuxième échangeur thermique (24), avant introduction dans la première colonne (28).
4. - Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que la deuxième fraction du courant d'alimentation (62) est refroidie et est partiellement condensée avantageusement dans le premier échangeur thermique (20), la deuxième fraction refroidie et partiellement condensée (144) étant introduite dans un deuxième ballon séparateur (142), le troisième courant de tête (146) issu du deuxième ballon séparateur (142) étant introduit au moins partiellement dans la deuxième turbine de détente dynamique (46)
5. - Procédé selon la revendication 4, caractérisé en ce que le troisième courant de pied (148) issu du deuxième ballon séparateur (142) est détendu, et est réchauffé, avantageusement dans le premier échangeur thermique (20), puis est introduit dans la première colonne (28) et/ou dans la deuxième colonne de fractionnement (40).
6. - Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'une fraction (164) issue du premier courant de pied (68) récupéré à partir du premier ballon séparateur (22) est introduite dans un courant liquide (152) formé à partir de la deuxième fraction du courant d'alimentation (62).
7. - Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes :
- détente, réchauffement, et vaporisation partielle du premier courant de pied (68) issu du premier ballon séparateur (22) ;
- introduction du premier courant de pied (78) dans un ballon séparateur aval (172) pour former un quatrième courant de pied (178) et un quatrième courant de tête (176), le quatrième courant de tête (176) étant refroidi, avantageusement dans le deuxième échangeur thermique (24), puis étant introduit dans la première colonne (28) pour former un deuxième courant auxiliaire d'alimentation (179).
8. - Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comporte les étapes suivantes :
- introduction de la deuxième fraction détendue (80) issue de la deuxième turbine de détente dynamique (46) dans un ballon auxiliaire aval pour former un cinquième courant de tête gazeux et un cinquième courant de pied liquide ;
- refroidissement du cinquième courant de tête gazeux et introduction dans la première colonne (28) ;
- introduction du cinquième courant de pied liquide dans la première colonne (28) et/ou dans la deuxième colonne (40).
9.- Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que le premier courant de pied (68) issu du premier ballon séparateur (22) est réchauffé dans le premier échangeur thermique (20), avant d'être introduit dans la deuxième colonne de fractionnement (40).
10.- Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes :
- séparation du premier courant de tête (66) en une première fraction d'alimentation de turbine (70), convoyée jusqu'à la première turbine de détente dynamique (26), et en une fraction d'alimentation de colonne (120) qui est introduite dans le deuxième échangeur thermique (24) pour former un courant d'alimentation auxiliaire de colonne (124) ; - introduction du courant d'alimentation auxiliaire de colonne (124) dans la première colonne (28).
1 1 . - Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comporte les étapes suivantes :
- prélèvement, dans le premier flux de tête (84) d'une fraction secondaire de recompression (88) en amont du premier compresseur (30) ;
- passage de la fraction secondaire de recompression (88) dans un troisième compresseur (48) accouplé à la deuxième turbine de détente dynamique (46) ;
- introduction de la fraction secondaire de recompression comprimée issue du troisième compresseur (48) dans le premier flux de tête réchauffé en aval du premier compresseur (30).
12. - Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que le deuxième compresseur (34) comprend un premier étage de compression, au moins un deuxième étage de compression et un réfrigérant interposé entre le premier étage de compression et le deuxième étage de compression, le procédé comprenant une étape de passage du premier flux de tête de colonne comprimé (90) issu du premier compresseur (30) successivement dans le premier étage de compression, dans le réfrigérant, puis dans le deuxième étage de compression.
13. - Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes :
- introduction d'au moins une partie de la deuxième fraction détendue (80) issue de la deuxième turbine de détente dynamique (46) dans une colonne auxiliaire (186) ;
- récupération d'un troisième flux de pied (208) issu de la colonne auxiliaire,
- formation du deuxième courant d'alimentation de colonne (82) à partir du troisième flux de pied (208) de la colonne auxiliaire (186).
14. - Procédé selon la revendication 13, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes :
- séparation du courant d'alimentation (16) en la première fraction du courant d'alimentation (60), en la deuxième fraction du courant d'alimentation (62) et une troisième fraction du courant d'alimentation (192) ;
- refroidissement de la troisième fraction du courant d'alimentation (192) par échange thermique avec au moins une partie du premier flux de tête (84) issu de la première colonne (28), avantageusement dans un échangeur thermique amont (182) distinct du deuxième échangeur thermique (24), et - mélange de la troisième fraction du courant d'alimentation refroidie dans la première fraction du courant d'alimentation refroidie (64), avant passage dans le premier ballon séparateur (22).
15. - Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes :
- passage du premier flux de tête (84) dans le premier échangeur thermique (20) ;
- prélèvement d'un courant de détente auxiliaire dans le premier flux de tête, après son passage dans le premier échangeur thermique (20) ;
- détente dynamique du courant de détente auxiliaire dans une turbine auxiliaire de détente dynamique ;
- introduction du courant détendu issu de la turbine auxiliaire de détente dynamique dans le premier flux de tête (84), avant son passage dans le premier échangeur thermique (20).
16. - Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes :
- prélèvement d'un courant de recirculation (372) dans le premier flux de tête (84, 86, 90) ou dans un courant formé à partir du premier flux de tête ;
- détente et introduction du courant de recirculation détendu dans un courant circulant en amont de la première turbine de détente dynamique, avantageusement dans la première fraction du premier courant d'alimentation refroidi (64) ou dans la première fraction d'alimentation de turbine (70).
17. - Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comporte le pompage du premier flux de pied (92) et le réchauffage du premier flux de pied dans le premier échangeur thermique (20) avant son introduction dans la deuxième colonne de fractionnement (40).
18. - Installation de production d'une coupe (14) riche en hydrocarbures en C3 + et d'un courant (12) riche en méthane, à partir d'un courant d'alimentation (16) contenant des hydrocarbures, l'installation comprenant :
- un premier échangeur thermique (20) pour refroidir et condenser partiellement une première fraction (60) du courant d'alimentation ;
- un premier ballon séparateur (22) et des moyens d'introduction de la première fraction refroidie (64) dans le premier ballon séparateur (22) pour former un premier courant de tête gazeux (66) et un premier courant de pied liquide (68) ;
- une première turbine de détente dynamique (26) et des moyens d'introduction d'au moins une partie du premier courant de tête (66) dans la première turbine de détente dynamique (26) ; - une première colonne (28) ;
- des moyens de formation d'un premier courant d'alimentation (74) de la première colonne à partir de la première fraction détendue (72) issue de la première turbine de détente dynamique (26) et des moyens d'introduction du premier courant d'alimentation (74) dans la partie inférieure de la première colonne (28) pour récupérer un premier flux de tête (84) et un premier flux de pied (92) ;
- un deuxième échangeur thermique (24) pour réchauffer au moins une partie du premier flux de tête (84) ; et
- un premier compresseur (30) attelé à la première turbine de détente dynamique (26) et un deuxième compresseur (34) pour comprimer le flux de tête réchauffé (86) afin de former le courant riche en méthane (12) ;
- une deuxième colonne de fractionnement (40) et des moyens d'introduction d'au moins une partie du premier flux de pied dans la deuxième colonne de fractionnement (40) pour récupérer un deuxième flux de tête (98) et un deuxième flux de pied (100) ;
- des moyens de formation de la coupe riche en hydrocarbures en C3 + à partir du deuxième flux de pied (100) ;
- des moyens de refroidissement et de condensation au moins partielle du deuxième flux de tête (98), comprenant avantageusement le premier échangeur thermique (20) ;
- un ballon séparateur de tête (44) et des moyens d'introduction du deuxième flux de tête partiellement condensé (102) dans le ballon séparateur de tête (44) pour former un deuxième courant de tête gazeux (106) et un deuxième courant de pied liquide (104) ;
- des moyens d'introduction du deuxième courant de pied liquide (104) en reflux dans la deuxième colonne de fractionnement (40) ;
- des moyens de refroidissement et de condensation partielle du deuxième courant de tête (106), avantageusement dans le deuxième échangeur (24) ;
- des moyens de détente du deuxième courant de tête partiellement condensé (108) et des moyens d'introduction en reflux dans la première colonne (28) ;
- des moyens d'introduction d'au moins une partie du premier courant de pied (68) dans la première colonne (28) et/ou dans la deuxième colonne de fractionnement (40) ; caractérisé en ce que l'installation comporte :
- des moyens de séparation du courant d'alimentation (16) en une première fraction du courant d'alimentation (60) et en une deuxième fraction du courant d'alimentation (62) ;
- une deuxième turbine de détente dynamique (46) et des moyens d'introduction d'au moins une partie de la deuxième fraction du courant d'alimentation (62) dans la deuxième turbine de détente dynamique (46) pour former une deuxième fraction détendue (80) ;
- des moyens de refroidissement d'au moins une partie de la deuxième fraction détendue (80) par échange thermique avec au moins une partie du premier flux de tête (84) issu de la première colonne (28) ;
- des moyens de formation d'un deuxième courant d'alimentation (82) de la première colonne (28) à partir de la deuxième fraction détendue refroidie ; et
- des moyens d'introduction du deuxième courant d'alimentation (82) dans la première colonne (28).
19.- Installation selon la revendication 18, caractérisée en ce qu'elle comporte :
- une colonne auxiliaire (186)
- des moyens d'introduction d'au moins une partie de la deuxième fraction détendue (80) issue de la deuxième turbine de détente dynamique (46) dans la colonne auxiliaire (186), pour récupérer un troisième flux de pied (208) issu de la colonne auxiliaire (186) ;
- des moyens de formation du deuxième courant d'alimentation de la première colonne (28) à partir du troisième flux de pied (208) issu de la colonne auxiliaire.
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