CA2215157C - Procede de deshydratation et de degazolinage d'un gaz, comportant deux etapes complementaires de regeneration du solvant - Google Patents
Procede de deshydratation et de degazolinage d'un gaz, comportant deux etapes complementaires de regeneration du solvant Download PDFInfo
- Publication number
- CA2215157C CA2215157C CA002215157A CA2215157A CA2215157C CA 2215157 C CA2215157 C CA 2215157C CA 002215157 A CA002215157 A CA 002215157A CA 2215157 A CA2215157 A CA 2215157A CA 2215157 C CA2215157 C CA 2215157C
- Authority
- CA
- Canada
- Prior art keywords
- solvent
- phase
- gas
- water
- aqueous phase
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G5/00—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas
- C10G5/04—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas with liquid absorbents
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Procédé de traitement d'un gaz contenant du méthane, au moins un hydrocarbur e supérieur et de l'eau, pour en éliminer l'eau et en extraire le (ou les) hydrocarbure(s) supérieur(s), dans lequel : - a) on sépare le gaz à traiter en deux flux (1) et (2) - b) on met en contact au moins le flux (2) avec une phase liquide recyclée renfermant de l'eau et un solvant, de manière à obtenir une phase liquide aqueuse appauvrie en solvant et une phase gazeuse chargée en solvant ; - c) on sépare la phase aqueuse appauvrie en solvant et la phase gazeuse chargée en solvant ; - d) on met en contact ladite phase aqueuse appauvrie en solvant un des flux de gaz exempt de solvant défini en (a), le solvant étant extrait de la phase aqueus e appauvrie par le gaz, et on recueille une phase gazeuse riche en solvant et une phase liquide aqueuse régénérée ; - e) on mélange la phase gazeuse soit à la phase gazeuse issue de l'étape (b ) soit au flux (2) en amont de l'étape de contact (b) ; - f) on refroidit la phase gazeuse issue du mélange de manière à la condense r partiellement en une phase aqueuse contenant du solvant et une phase hydrocarbure et à produire le gaz traité, débarrassé au moins en partie de l'eau et des hydrocarbures supérieurs qu'il contenait ; - g) on sépare par décantation lesdites phase aqueuseet phase hydrocarbure issues de l'étape (f) ; et - h) on recycle ladite phase aqueuse contenant du solvant à l'étape (b).</SD OAB>
Description
PROCÉDÉ DE DÉSHYDRATATION ET DE DÉGAZOLINAGE D'UN
GAZ,,COMPORTANT DEUX ÉTAPES COMPLÉMENTAIRES DE
RÉGÉNÉRATION DU SOLVANT
L'invention concerne un procédé de traitement d'un gaz contenant du méthane, au moins un hydrocarbure supérieur et de l'eau dans le but d'en éliminer l'eau et / ou d'en extraire le (ou les) hydrocarbure(s) supérieur(s).
Le procédé selon l'invention permet de réaliser avantageusement les opérations de traitement d'un gaz naturel : déshydratation et séparation d'au moins une partie des hydrocarbures condensables inclus dans le gaz naturel, au sein d'un procédé intégré et optimisé.
Les produits pétroliers et notamment le gaz naturel ainsi que d'autres gaz comprenant des hydrocarbures tels que les gaz de raffinerie contiennent des produits indésirables pour leur transport et/ou leur manipulation.
Parmi ces produits, l'un des principaux constituants à éliminer est l'eau, qui se révèle être un promoteur d'hydrates et qui favorise la corrosion, en particulier lorsque le produit pétrolier contient des composés acides tels que H2S et/ou C02. Les hydrates peuvent provoquer le bouchage des conduites de transport et l'action corrosive des gaz acides contenus dans un gaz naturel entraîne la détérioration des conduites et des installations de traitement et distribution du gaz naturel, situées en aval.
Ces deux phénomènes ont des conséquences extrêmement pénali-santes, pouvant conduire à l'arrêt de production d'hydrocarbures.
Le traitement du gaz peut également comprendre une étape d'extraction des hydrocarbures supérieurs, par exemple une fraction liquide de gaz naturel (LGN) definie comme comprenant la fraction GPL et la fraction gazoline (C5+). Cette étape a pour fonction soit d'ajuster le point de rosée hydrocarbures pour éviter la condensation d'une fraction hydrocarbure au cours du transport du gaz, soit de récupérer une fraction LGN; plus valorisable que le gaz traité.
GAZ,,COMPORTANT DEUX ÉTAPES COMPLÉMENTAIRES DE
RÉGÉNÉRATION DU SOLVANT
L'invention concerne un procédé de traitement d'un gaz contenant du méthane, au moins un hydrocarbure supérieur et de l'eau dans le but d'en éliminer l'eau et / ou d'en extraire le (ou les) hydrocarbure(s) supérieur(s).
Le procédé selon l'invention permet de réaliser avantageusement les opérations de traitement d'un gaz naturel : déshydratation et séparation d'au moins une partie des hydrocarbures condensables inclus dans le gaz naturel, au sein d'un procédé intégré et optimisé.
Les produits pétroliers et notamment le gaz naturel ainsi que d'autres gaz comprenant des hydrocarbures tels que les gaz de raffinerie contiennent des produits indésirables pour leur transport et/ou leur manipulation.
Parmi ces produits, l'un des principaux constituants à éliminer est l'eau, qui se révèle être un promoteur d'hydrates et qui favorise la corrosion, en particulier lorsque le produit pétrolier contient des composés acides tels que H2S et/ou C02. Les hydrates peuvent provoquer le bouchage des conduites de transport et l'action corrosive des gaz acides contenus dans un gaz naturel entraîne la détérioration des conduites et des installations de traitement et distribution du gaz naturel, situées en aval.
Ces deux phénomènes ont des conséquences extrêmement pénali-santes, pouvant conduire à l'arrêt de production d'hydrocarbures.
Le traitement du gaz peut également comprendre une étape d'extraction des hydrocarbures supérieurs, par exemple une fraction liquide de gaz naturel (LGN) definie comme comprenant la fraction GPL et la fraction gazoline (C5+). Cette étape a pour fonction soit d'ajuster le point de rosée hydrocarbures pour éviter la condensation d'une fraction hydrocarbure au cours du transport du gaz, soit de récupérer une fraction LGN; plus valorisable que le gaz traité.
2 Pour assurer le traitement du gaz naturel, différents procédés sont décrits dans l'art antérieur.
Dans le brevet français FR-B-2 605 241, il est déjà décrit un procédé
de traitement faisant appel à un solvant physique réfrigéré et permettant de réaliser l'ensemble des opérations de traitement du gaz naturel : déshydra-tation, seule ou associée à l'extraction des hydrocarbures supérieurs et/ou la désacidification de ce gaz, s'il contient des composés acides.
Dans le brevet français FR-B-2 636 857, il est montré que lorsque le procédé comprend une étape de séparation des hydrocarbures supérieurs (LGN), la récupération du solvant peut être améliorée par la mise en oeuvre d'une étape de lavage des hydrocarbures liquides par l'eau issue de la déshydratation du gaz.
Des applications d'un tel procédé sont discutées par exemple dans la publication "IFPEXOL for Environmentally Sound Gas Processing" de J. Larue, A. Minkkinen et S. Patel, presentée à la 71ème Convention du "GPA", en Mars 1992 à Anaheim en Californie (USA).
La publication "Integrated Natural Gas Treatment : Gained Industrial Experience with IFPEXOL Process" de S. Patel, A. Minkkinen, J. Larue et J.F. Levier presentée à l'IGCR 95 à Cannes (France) en Novembre 1995, décrit notamment la façon de laver à l'eau la phase d'hydrocarbure liquide afin de récupérer au moins en partie le solvant qu'elle contient.
La Figure 1 illustre le procédé tel que décrit dans l'art antérieur, lorsque le gaz à traiter contient du méthane, de l'eau, au moins un hydrocarbure condensable, et éventuellement des composés acides. Le procédé est alors 3o décrit comme suit.
Le gaz naturel à traiter arrive par le conduit 1. Une fraction ou la totalité
de ce gaz est mise en contact, dans la zone de contact G 1, formée par
Dans le brevet français FR-B-2 605 241, il est déjà décrit un procédé
de traitement faisant appel à un solvant physique réfrigéré et permettant de réaliser l'ensemble des opérations de traitement du gaz naturel : déshydra-tation, seule ou associée à l'extraction des hydrocarbures supérieurs et/ou la désacidification de ce gaz, s'il contient des composés acides.
Dans le brevet français FR-B-2 636 857, il est montré que lorsque le procédé comprend une étape de séparation des hydrocarbures supérieurs (LGN), la récupération du solvant peut être améliorée par la mise en oeuvre d'une étape de lavage des hydrocarbures liquides par l'eau issue de la déshydratation du gaz.
Des applications d'un tel procédé sont discutées par exemple dans la publication "IFPEXOL for Environmentally Sound Gas Processing" de J. Larue, A. Minkkinen et S. Patel, presentée à la 71ème Convention du "GPA", en Mars 1992 à Anaheim en Californie (USA).
La publication "Integrated Natural Gas Treatment : Gained Industrial Experience with IFPEXOL Process" de S. Patel, A. Minkkinen, J. Larue et J.F. Levier presentée à l'IGCR 95 à Cannes (France) en Novembre 1995, décrit notamment la façon de laver à l'eau la phase d'hydrocarbure liquide afin de récupérer au moins en partie le solvant qu'elle contient.
La Figure 1 illustre le procédé tel que décrit dans l'art antérieur, lorsque le gaz à traiter contient du méthane, de l'eau, au moins un hydrocarbure condensable, et éventuellement des composés acides. Le procédé est alors 3o décrit comme suit.
Le gaz naturel à traiter arrive par le conduit 1. Une fraction ou la totalité
de ce gaz est mise en contact, dans la zone de contact G 1, formée par
3 exemple par un garnissage, avec un mélange de solvant et d'eau provenant du conduit 2.
Le solvant utilisé peut être choisi parmi le méthanol, l'éthanol, le propanol, le méthylpropyléther, l'éthylpropyléther, le dipropyléther, le méthyltertiobutyléther, le diméthoxyméthane, le diméthoxyéthane et le méthoxyéthanol. Le solvant préférentiellement utilisé est le méthanol.
Une phase gazeuse chargée de solvant est évacuée en tête par le 1o conduit 3. En fond, on soutire par le conduit 4 une phase aqueuse substan-tiellement débarrassée de solvant.
Il est à noter que le procédé de traitement peut être optimisé en adaptant la fraction de gaz devant passer dans la zone de contact G 1 et la fraction de gaz passant en dehors de cette zone de contact en fonction de la composition du gaz à traiter et des performances requises. Cette option, représentée en pointillé sur la Figure 1, permet à une partie du gaz à
traiter, passant par le conduit 18, d'être directement mélangée au gaz sortant de la zone de contact par le conduit 3. La fraction de gaz ne passant pas dans la zone de contact peut être comprise, par exemple, entre 0 et 50 % de la quantité de gaz à traiter.
La phase gazeuse de tête, contenant de l'eau et du solvant, est le plus souvent proche de la saturation. Elle est refroidie dans l'échangeur El par un fluide frigorigène, de manière à provoquer la condensation d'une phase aqueuse contenant du solvant et d'une phase hydrocarbure liquide. Il a été
montré que le solvant entraîné en phase gazeuse à la sortie de la zone de contact G1 peut suffire à éviter les problèmes de formation d'hydrates liés à
l'étape de refroidissement El. Un appoint peut être apporté au procédé par le conduit 5 pour compenser les pertes de solvant dans le gaz traité, dans la fraction hydrocarbure liquide (LGN) et éventuellement dans l'eau rejetée par le conduit 19. Par ce conduit 19, un courant de purge peut être établi pour maintenir constantes les quantités de solvant et d'eau présentes dans l'ensemble du circuit.
Le solvant utilisé peut être choisi parmi le méthanol, l'éthanol, le propanol, le méthylpropyléther, l'éthylpropyléther, le dipropyléther, le méthyltertiobutyléther, le diméthoxyméthane, le diméthoxyéthane et le méthoxyéthanol. Le solvant préférentiellement utilisé est le méthanol.
Une phase gazeuse chargée de solvant est évacuée en tête par le 1o conduit 3. En fond, on soutire par le conduit 4 une phase aqueuse substan-tiellement débarrassée de solvant.
Il est à noter que le procédé de traitement peut être optimisé en adaptant la fraction de gaz devant passer dans la zone de contact G 1 et la fraction de gaz passant en dehors de cette zone de contact en fonction de la composition du gaz à traiter et des performances requises. Cette option, représentée en pointillé sur la Figure 1, permet à une partie du gaz à
traiter, passant par le conduit 18, d'être directement mélangée au gaz sortant de la zone de contact par le conduit 3. La fraction de gaz ne passant pas dans la zone de contact peut être comprise, par exemple, entre 0 et 50 % de la quantité de gaz à traiter.
La phase gazeuse de tête, contenant de l'eau et du solvant, est le plus souvent proche de la saturation. Elle est refroidie dans l'échangeur El par un fluide frigorigène, de manière à provoquer la condensation d'une phase aqueuse contenant du solvant et d'une phase hydrocarbure liquide. Il a été
montré que le solvant entraîné en phase gazeuse à la sortie de la zone de contact G1 peut suffire à éviter les problèmes de formation d'hydrates liés à
l'étape de refroidissement El. Un appoint peut être apporté au procédé par le conduit 5 pour compenser les pertes de solvant dans le gaz traité, dans la fraction hydrocarbure liquide (LGN) et éventuellement dans l'eau rejetée par le conduit 19. Par ce conduit 19, un courant de purge peut être établi pour maintenir constantes les quantités de solvant et d'eau présentes dans l'ensemble du circuit.
4 Le mélange de phases gazeuse et liquides ainsi obtenu sort de l'échangeur El par le conduit 6. Les deux phases liquides et la phase gazeuse sont séparées dans un ballon B1.
Le gaz traité déshydraté est évacué de ce ballon par le conduit 7. Les deux phases liquides issues de la condensation se séparent par décantation dans la partie basse de B1.
La phase aqueuse formée essentiellement d'eau et de solvant sort du io ballon B1 par le conduit 8. Une pompe P1 permet de réinjecter ladite phase aqueuse par le conduit 9 dans le conduit 2, puis dans la zone de contact G1.
La phase hydrocarbure, formée essentiellement des hydrocarbures condensables du gaz naturel (C3+) (contenant éventuellement de l'éthane et i5 du méthane dissous) et de solvant, peut être évacuée vers un circuit de sta-bilisation et de lavage par le conduit 10. A ce stade du procédé, un échange de chaleur entre le gaz issu de la zone de contact G1 et la phase hydrocarbure évacuée par le conduit 10 peut être envisagé. Il n'a pas été
représenté sur la Figure 1. Une pompe P2 permet d'envoyer la phase hydro-20 carbure liquide par le conduit 11 dans une colonne de stabilisation S1. Le but de cette opération est de séparer de ladite phase hydrocarbure liquide les composants les plus volatils (C1 et C2), qui sont évacués hors du procédé par le conduit 12. La phase hydrocarbure contenant les constituants de masse molaire supérieure à C2 est envoyée, par le conduit 25 13, dans une zone de lavage à l'eau G2 afin d'éliminer le solvant qu'elle contient.
La phase aqueuse, évacuée de la zone de contact G 1 par le conduit 4 et débarrassée au moins en partie du solvant, est reprise par une pompe 3o P3. Une fraction de cette phase aqueuse dont le débit est contrôlé est envoyée à la zone de contact G2 par le conduit 14. L'autre fraction est évacuée par le conduit 19.
Dans cette zone de contact G2, la fraction de la phase aqueuse arrivant par le conduit 14 permet d'assurer le lavage de la phase hydrocarbure. Le solvant ayant plus d'affinité pour l'eau que pour la phase hydrocarbure est récupéré au moins en partie dans la phase aqueuse à
Le gaz traité déshydraté est évacué de ce ballon par le conduit 7. Les deux phases liquides issues de la condensation se séparent par décantation dans la partie basse de B1.
La phase aqueuse formée essentiellement d'eau et de solvant sort du io ballon B1 par le conduit 8. Une pompe P1 permet de réinjecter ladite phase aqueuse par le conduit 9 dans le conduit 2, puis dans la zone de contact G1.
La phase hydrocarbure, formée essentiellement des hydrocarbures condensables du gaz naturel (C3+) (contenant éventuellement de l'éthane et i5 du méthane dissous) et de solvant, peut être évacuée vers un circuit de sta-bilisation et de lavage par le conduit 10. A ce stade du procédé, un échange de chaleur entre le gaz issu de la zone de contact G1 et la phase hydrocarbure évacuée par le conduit 10 peut être envisagé. Il n'a pas été
représenté sur la Figure 1. Une pompe P2 permet d'envoyer la phase hydro-20 carbure liquide par le conduit 11 dans une colonne de stabilisation S1. Le but de cette opération est de séparer de ladite phase hydrocarbure liquide les composants les plus volatils (C1 et C2), qui sont évacués hors du procédé par le conduit 12. La phase hydrocarbure contenant les constituants de masse molaire supérieure à C2 est envoyée, par le conduit 25 13, dans une zone de lavage à l'eau G2 afin d'éliminer le solvant qu'elle contient.
La phase aqueuse, évacuée de la zone de contact G 1 par le conduit 4 et débarrassée au moins en partie du solvant, est reprise par une pompe 3o P3. Une fraction de cette phase aqueuse dont le débit est contrôlé est envoyée à la zone de contact G2 par le conduit 14. L'autre fraction est évacuée par le conduit 19.
Dans cette zone de contact G2, la fraction de la phase aqueuse arrivant par le conduit 14 permet d'assurer le lavage de la phase hydrocarbure. Le solvant ayant plus d'affinité pour l'eau que pour la phase hydrocarbure est récupéré au moins en partie dans la phase aqueuse à
5 l'issue de cette étape.
La phase hydrocarbure liquide, débarrassée de la majeure partie du solvant qu'elle contenait à l'entrée de la zone de contact G2, est évacuée par le conduit 15.
La phase aqueuse contenant du solvant est évacuée de la zone de contact G2 par le conduit 16. Cette phase est reprise par la pompe P4 et injectée dans la zone de contact G1. Selon sa concentration en solvant, cette phase est injectée dans la zone de contact G1 par le conduit 17, ou injectée dans le conduit 2, afin d'être mélangée à la phase aqueuse arrivant du ballon B1 par le conduit 9.
Ce procédé présente des avantages importants par rapport aux techniques antérieures. Il permet un gain significatif en investissement ainsi 2o qu'en encombrement et poids des installations, ce qui peut être particulière-ment avantageux dans un contexte de production d'hydrocarbures en mer.
En outre, la séparation de l'eau et du solvant par le contact avec le gaz à
traiter permet d'éviter d'avoir à réaliser une séparation par distillation.
II est apparu néanmoins possible d'aboutir à des gains supplé-mentaires en investissements, encombrement et poids et en frais opératoires liés au traitement du gaz, en opérant selon le procédé de l'invention.
Le procédé et l'installation selon l'invention sont avantageusement utilisés pour déshydrater un gaz tel que le gaz naturel comportant de l'eau et au moins un hydrocarbure supérieur, ainsi que pour obtenir une séparation au moins partielle des hydrocarbures condensables.
La phase hydrocarbure liquide, débarrassée de la majeure partie du solvant qu'elle contenait à l'entrée de la zone de contact G2, est évacuée par le conduit 15.
La phase aqueuse contenant du solvant est évacuée de la zone de contact G2 par le conduit 16. Cette phase est reprise par la pompe P4 et injectée dans la zone de contact G1. Selon sa concentration en solvant, cette phase est injectée dans la zone de contact G1 par le conduit 17, ou injectée dans le conduit 2, afin d'être mélangée à la phase aqueuse arrivant du ballon B1 par le conduit 9.
Ce procédé présente des avantages importants par rapport aux techniques antérieures. Il permet un gain significatif en investissement ainsi 2o qu'en encombrement et poids des installations, ce qui peut être particulière-ment avantageux dans un contexte de production d'hydrocarbures en mer.
En outre, la séparation de l'eau et du solvant par le contact avec le gaz à
traiter permet d'éviter d'avoir à réaliser une séparation par distillation.
II est apparu néanmoins possible d'aboutir à des gains supplé-mentaires en investissements, encombrement et poids et en frais opératoires liés au traitement du gaz, en opérant selon le procédé de l'invention.
Le procédé et l'installation selon l'invention sont avantageusement utilisés pour déshydrater un gaz tel que le gaz naturel comportant de l'eau et au moins un hydrocarbure supérieur, ainsi que pour obtenir une séparation au moins partielle des hydrocarbures condensables.
6 D'une manière générale, le procédé de l'invention peut être défini comme comprenant les étapes suivantes :
a) on sépare le gaz à traiter en deux flux (1) et (2). La fraction de gaz présente dans le flux (2) peut représenter de 25 à 95 % du gaz à traiter ;
elle représentera de préférence de 30 à 50 % de la totalité du gaz ;
b) on met en contact au moins le flux (2) avec une phase liquide recyclée renfermant à la fois de l'eau et un solvant consistant en général en un composé organique non hydrocarbure, normalement liquide, autre que l'eau, au moins partiellement miscible à l'eau et distillable à une température 1o inférieure à la température de distillation de l'eau. Au cours de cette étape, le solvant passe préférentiellement dans le gaz. Au sortir de cette zone de contact, on obtient une phase liquide aqueuse appauvrie en solvant, par comparaison avec phase liquide recyclée, et une phase gazeuse chargée en solvant.
c) on sépare la phase aqueuse appauvrie en solvant et la phase gazeuse chargée en solvant ;
d) on met en contact la phase aqueuse appauvrie en solvant avec le flux (1) de gaz à traiter exempt de solvant dans une zone de contact, le solvant residuel est extrait de phase aqueuse appauvrie par le gaz. et une phase gazeuse riche en solvant et une phase liquide aqueuse régénérée sont issues de cette étape ;
e) on mélange la phase gazeuse riche en solvant issue de l'étape (d) soit à la phase gazeuse chargée en solvant issue de l'étape (b), soit au flux de gaz (2) exempt de solvant en amont de l'étape (b) ;
f) on refroidit la phase gazeuse issue du mélange, de manière à
condenser partiellement une phase aqueuse et une phase hydrocarbure, contenant toutes deux du solvant, et à produire le gaz traité, débarrassé au moins en partie de l'eau et des hydrocarbures supérieurs qu'il contenait ;
g) on sépare la phase aqueuse et la phase hydrocarbure issues de l'étape (f) par décantation ; et h) on recycle la phase aqueuse riche en solvant à l'étape (b) du procédé.
a) on sépare le gaz à traiter en deux flux (1) et (2). La fraction de gaz présente dans le flux (2) peut représenter de 25 à 95 % du gaz à traiter ;
elle représentera de préférence de 30 à 50 % de la totalité du gaz ;
b) on met en contact au moins le flux (2) avec une phase liquide recyclée renfermant à la fois de l'eau et un solvant consistant en général en un composé organique non hydrocarbure, normalement liquide, autre que l'eau, au moins partiellement miscible à l'eau et distillable à une température 1o inférieure à la température de distillation de l'eau. Au cours de cette étape, le solvant passe préférentiellement dans le gaz. Au sortir de cette zone de contact, on obtient une phase liquide aqueuse appauvrie en solvant, par comparaison avec phase liquide recyclée, et une phase gazeuse chargée en solvant.
c) on sépare la phase aqueuse appauvrie en solvant et la phase gazeuse chargée en solvant ;
d) on met en contact la phase aqueuse appauvrie en solvant avec le flux (1) de gaz à traiter exempt de solvant dans une zone de contact, le solvant residuel est extrait de phase aqueuse appauvrie par le gaz. et une phase gazeuse riche en solvant et une phase liquide aqueuse régénérée sont issues de cette étape ;
e) on mélange la phase gazeuse riche en solvant issue de l'étape (d) soit à la phase gazeuse chargée en solvant issue de l'étape (b), soit au flux de gaz (2) exempt de solvant en amont de l'étape (b) ;
f) on refroidit la phase gazeuse issue du mélange, de manière à
condenser partiellement une phase aqueuse et une phase hydrocarbure, contenant toutes deux du solvant, et à produire le gaz traité, débarrassé au moins en partie de l'eau et des hydrocarbures supérieurs qu'il contenait ;
g) on sépare la phase aqueuse et la phase hydrocarbure issues de l'étape (f) par décantation ; et h) on recycle la phase aqueuse riche en solvant à l'étape (b) du procédé.
7 Si cela est nécessaire, la phase liquide hydrocarbure peut être stabilisée et/ou débarrassée du solvant qu'elle contient. Pour ce faire, la phase hydrocarbure liquide est envoyée dans une colonne de stabilisation.
Au cours de l'étape de stabilisation, les composés les plus volatils de la phase liquide hydrocarbure (C1 et C2) sont évacués hors du procédé. La phase hydrocarbure contenant les composés supérieurs à C2 est ultérieurement mise en contact avec une phase aqueuse exempte de solvant, qui peut être tout ou partie de l'eau issue de l'étape (d). A l'issue de ce contact, qui peut être réalisé par exemple dans un mélangeur statique, la phase hydrocarbure exempte de solvant et la phase aqueuse chargée de solvant sont séparées. La phase hydrocarbure est soutirée. La phase aqueuse chargée de solvant est recyclée à l'étape (b) etlou à l'étape (d).
Avantageusement, à l'issue l'étape de contact (d), la totalité du gaz à
traiter peut être mise en contact au cours de l'étape (b) avec la phase aqueuse recyclée riche en solvant.
Avantageusement aussi, à l'issue des étapes de contact (b) et (d), un appoint de solvant peut être apporté à la phase gazeuse afin d'éviter les problèmes de formation d'hydrates liés à l'étape de refroidissement (f) et de compenser les pertes de solvant dans le gaz traité.
De préférence aussi, la phase aqueuse riche en solvant recyclée à
l'étape (b) peut contenir de 50 à 95% poids de solvant et la température de la phase gazeuse à l'issue de l'étape (f) peut être comprise 16 entre -15 et -80 C, le gaz obtenu à l'issue de l'étape (f) étant débarrassé de la majeure partie de l'eau et hydrocarbures supérieurs qu'il contenait à l'entrée du procédé.
De préférence encore, le lavage de la phase liquide hydrocarbure peut être réalisé avec la phase aqueuse régénérée issue de l'étape (d) sur laquelle un courant de purge est établi de manière à maintenir sensiblement constantes les quantités de solvant et d'eau présentes dans l'ensemble du circuit.
7a Les avantages et caractéristiques de l'invention apparaitront mieux à la lecture des descriptions données à titre d'exemples de réalisation, dans le cadre d'applications, nullement limitatives, au traitement du gaz naturel, en se référant aux dessins annexés.
Les Figures 2 et 3 schématisent le procédé selon l'invention, à savoir une amélioration du procédé tel que décrit dans l'art antérieur, permettant de diminuer la section et/ou la hauteur de la zone de contact G 1 par l'introduction dans l'installation d'un mélangeur et d'un séparateur situés en amont de la zone de contact G1 et permettant un premier échange entre la solution aqueuse chargée de solvant et tout ou partie du gaz à traiter.
La Figure 2 présente une mise en oeuvre du procédé selon l'invention.
La phase aqueuse chargée en solvant issue du ballon séparateur B1 par le conduit 8 est envoyée par la pompe P1 dans le conduit 9 jusqu'à un mélangeur M21, également connecté au gaz de by-passe amené par le conduit 18. Au cours de l'étape de mélange, le gaz se charge de solvant.
Les deux phases aqueuse et gazeuse sont séparées dans un ballon séparateur B21.
Au cours de l'étape de stabilisation, les composés les plus volatils de la phase liquide hydrocarbure (C1 et C2) sont évacués hors du procédé. La phase hydrocarbure contenant les composés supérieurs à C2 est ultérieurement mise en contact avec une phase aqueuse exempte de solvant, qui peut être tout ou partie de l'eau issue de l'étape (d). A l'issue de ce contact, qui peut être réalisé par exemple dans un mélangeur statique, la phase hydrocarbure exempte de solvant et la phase aqueuse chargée de solvant sont séparées. La phase hydrocarbure est soutirée. La phase aqueuse chargée de solvant est recyclée à l'étape (b) etlou à l'étape (d).
Avantageusement, à l'issue l'étape de contact (d), la totalité du gaz à
traiter peut être mise en contact au cours de l'étape (b) avec la phase aqueuse recyclée riche en solvant.
Avantageusement aussi, à l'issue des étapes de contact (b) et (d), un appoint de solvant peut être apporté à la phase gazeuse afin d'éviter les problèmes de formation d'hydrates liés à l'étape de refroidissement (f) et de compenser les pertes de solvant dans le gaz traité.
De préférence aussi, la phase aqueuse riche en solvant recyclée à
l'étape (b) peut contenir de 50 à 95% poids de solvant et la température de la phase gazeuse à l'issue de l'étape (f) peut être comprise 16 entre -15 et -80 C, le gaz obtenu à l'issue de l'étape (f) étant débarrassé de la majeure partie de l'eau et hydrocarbures supérieurs qu'il contenait à l'entrée du procédé.
De préférence encore, le lavage de la phase liquide hydrocarbure peut être réalisé avec la phase aqueuse régénérée issue de l'étape (d) sur laquelle un courant de purge est établi de manière à maintenir sensiblement constantes les quantités de solvant et d'eau présentes dans l'ensemble du circuit.
7a Les avantages et caractéristiques de l'invention apparaitront mieux à la lecture des descriptions données à titre d'exemples de réalisation, dans le cadre d'applications, nullement limitatives, au traitement du gaz naturel, en se référant aux dessins annexés.
Les Figures 2 et 3 schématisent le procédé selon l'invention, à savoir une amélioration du procédé tel que décrit dans l'art antérieur, permettant de diminuer la section et/ou la hauteur de la zone de contact G 1 par l'introduction dans l'installation d'un mélangeur et d'un séparateur situés en amont de la zone de contact G1 et permettant un premier échange entre la solution aqueuse chargée de solvant et tout ou partie du gaz à traiter.
La Figure 2 présente une mise en oeuvre du procédé selon l'invention.
La phase aqueuse chargée en solvant issue du ballon séparateur B1 par le conduit 8 est envoyée par la pompe P1 dans le conduit 9 jusqu'à un mélangeur M21, également connecté au gaz de by-passe amené par le conduit 18. Au cours de l'étape de mélange, le gaz se charge de solvant.
Les deux phases aqueuse et gazeuse sont séparées dans un ballon séparateur B21.
8 Le gaz chargé de solvant issu du ballon B21 par le conduit 21 est mélangé au gaz sortant de la zone de contact G1, puis envoyé par le conduit 3 vers l'échangeur El.
La phase aqueuse, issue du ballon B21 est soulagée d'une partie du solvant qu'elle contenait au sortir du ballon B1. Elle est injectée par le conduit 22 en tête de la zone de contact G1. La concentration en solvant de la phase aqueuse circulant par le conduit 22 est bien inférieure à celle de la solution circulant dans le conduit 9. Du fait de cette faible concentration, la io section et/ou la hauteur de la zone de contact G1 seront sensiblement réduites par rapport à celles qui sont nécessaires dans le procédé tel que décrit dans l'art antérieur. Si le procédé contient une étape de lavage des hydrocarbures supérieurs, la phase aqueuse issue du lavage par le conduit 17 peut éventuellement être injectée dans la zone de contact G1 ou mélangée à la phase aqueuse dans le conduit 22. Le choix du point d'injection de la phase aqueuse sera effectué selon sa teneur en solvant.
Une quantité moindre de solvant devant passer de la phase aqueuse à
la phase gazeuse au cours de l'étape de contact dans la zone G 1, la taille 2o de l'équipement utilisé pour ce contact est significativement réduite.
Un autre mode de réalisation du procédé de l'invention est décrit ci-après en liaison avec la Figure 3.
Selon ce mode de réalisation, l'ensemble du gaz produit, issu des conduits 3 et 18, est envoyé dans le mélangeur M22. L'ensemble du gaz produit est mélangé, dans le mélangeur M22, à la solution aqueuse chargée en solvant provenant du ballon B1 et circulant par le conduit 9. Le gaz sortant du ballon de séparation B22 par le conduit 23 est directement 3o envoyé à l'échangeur El, alors que la phase aqueuse issue du ballon B22 par le conduit 24 est injectée dans la zone de contact G1. Comme décrit précédemment, si le procédé contient une étapè de lavage des hydrocarbures supérieurs, la phase aqueuse issue du lavage par le conduit
La phase aqueuse, issue du ballon B21 est soulagée d'une partie du solvant qu'elle contenait au sortir du ballon B1. Elle est injectée par le conduit 22 en tête de la zone de contact G1. La concentration en solvant de la phase aqueuse circulant par le conduit 22 est bien inférieure à celle de la solution circulant dans le conduit 9. Du fait de cette faible concentration, la io section et/ou la hauteur de la zone de contact G1 seront sensiblement réduites par rapport à celles qui sont nécessaires dans le procédé tel que décrit dans l'art antérieur. Si le procédé contient une étape de lavage des hydrocarbures supérieurs, la phase aqueuse issue du lavage par le conduit 17 peut éventuellement être injectée dans la zone de contact G1 ou mélangée à la phase aqueuse dans le conduit 22. Le choix du point d'injection de la phase aqueuse sera effectué selon sa teneur en solvant.
Une quantité moindre de solvant devant passer de la phase aqueuse à
la phase gazeuse au cours de l'étape de contact dans la zone G 1, la taille 2o de l'équipement utilisé pour ce contact est significativement réduite.
Un autre mode de réalisation du procédé de l'invention est décrit ci-après en liaison avec la Figure 3.
Selon ce mode de réalisation, l'ensemble du gaz produit, issu des conduits 3 et 18, est envoyé dans le mélangeur M22. L'ensemble du gaz produit est mélangé, dans le mélangeur M22, à la solution aqueuse chargée en solvant provenant du ballon B1 et circulant par le conduit 9. Le gaz sortant du ballon de séparation B22 par le conduit 23 est directement 3o envoyé à l'échangeur El, alors que la phase aqueuse issue du ballon B22 par le conduit 24 est injectée dans la zone de contact G1. Comme décrit précédemment, si le procédé contient une étapè de lavage des hydrocarbures supérieurs, la phase aqueuse issue du lavage par le conduit
9 17, peut éventuellement être injectée dans la zone de contact G1 ou mélangée à la phase aqueuse dans le conduit 24.
Le solvant mis en jeu dans le procédé de l'invention peut être choisi parmi le méthanol, l'éthanol, le propanol, le méthylpropyléther, l'éthylpropyl-éther, le dipropyléther, le méthyltertiobutyléther, le diméthoxyméthane, le diméthoxyéthane et le méthoxyéthanol. On utilise le plus souvent le méthanol.
L'Exemple 1 suivant illustre un procédé selon l'art antérieur et les Exemples 2 et 3 illustrent les deux modes particuliers de réalisation du procédé de l'invention.
Dans cet exemple, on procède selon l'art antérieur représenté par la Figure 1. Un gaz naturel est produit sur site, à une pression de 6 MPa et une température de 50 C ; sa composition est donnée dans le tableau 1 et il est saturé en eau (teneur en eau à l'entrée du procédé environ 6000 ppm mole).
Son débit est de 108 tonnes/h, ce qui correspond à une production de 3,0 MNm3/jour.
Tableau 1 Composition % Poids N2 1,6 C02 3,4 Méthane 70,4 Éthane 11,6 Propane 6,9 Butane 3,7 Pentane 1,4 C6+ 1,0 Le solvant utilisé pour cette application est le méthanol.
La moitié du gaz produit (50 %) est injectée dans la zone de contact G 1 par le conduit 1, l'autre moitié (50 %) est dirigée en tête du contacteur par le conduit 18. Le contacteur G1 contient un garnissage structuré. Une solution aqueuse de méthanol recyclée est injectée en tête du contacteur 5 par le conduit 2 à une température de - 25 C. A l'issue de l'étape de contact, une solution aqueuse appauvrie en solvant est issue du contacteur par le conduit 4. Cette solution contient 160 ppm en masse de méthanol. Son débit est de 245 kg/h ; il correspond approximativement à la quantité d'eau initialement contenue dans les 108 tonnes/h de gaz à traiter.
Le gaz contenant le méthanol est dirigé vers l'échangeur E1 par le conduit 3. Il reçoit, par le conduit 5, un appoint de 40 kg/h de méthanol.
Après l'échangeur El, sa température est de - 25 C. Le ballon B1 permet de séparer :
- un flux de 99 500 kg/h de gaz traité, contenant une teneur résiduelle en eau de 14 ppm mole, soit 10,5 kg/MNm3 ;
- un flux de 616 kg/h d'eau chargée de méthanol, qui est recyclé vers la zone de contact G 1; et - un flux de 8400 kg/h de phase hydrocarbure condensée (LGN) qui peut éventuellement être stabilisée, puis lavée afin d'être débarrassée du solvant qu'elle contient, avant valorisation.
Dans cet exemple, le gaz naturel, produit sur site, dans les conditions de pression, température, débit et composition décrites dans l'exemple 1, est traité selon le procédé de l'invention décrit dans la Figure 2. Dans cet exemple encore, le solvant utilisé est le méthanol.
Dans cet exemple, le gaz de by-passe issu du conduit 18 est mis au contact de la phase aqueuse chargée en solvant issue du ballon séparateur B1 par le conduit 8 dans le melangeur M21. Au cours de cette étape de mélange le gaz se charge de solvant.
Les deux phases aqueuse et gazeuse sont séparées dans un ballon séparateur B21.
Le gaz chargé de solvant issu du ballon B21 par le conduit 21 est mélangé au gaz sortant de la zone de contact G 1, puis envoyé par le conduit 3 vers l'échangeur El.
La phase aqueuse issue du ballon B21 est soulagée d'une partie du solvant qu'elle contenait au sortir du ballon B1. Elle est injectée par le conduit 22 en tête de la zone de contact G1.
De par le premier contact entre le gaz et la solution riche en solvant dans le mélangeur M21, la concentration en solvant de la solution aqueuse est divisée par un facteur 2,5 par rapport à la solution circulant dans le conduit 9.
Toutes choses étant égales par ailleurs, des performances identiques à celles décrites dans l'exemple 1 sont obtenues avec une colonne de contact G1 réduite. En effet, le contact de la solution aqueuse partiellement 2o appauvrie en solvant par 44 % du gaz à traiter suffit à l'épuisement de la solution.
Lorsque 56 % du gaz est by-passé, la concentration en méthanol de l'eau issue du contacteur par le conduit 4 est de 160 ppm masse, comme dans l'exemple 1.
L'épuisement de la solution est obtenu en utilisant une colonne d'un diamètre réduit de 6% par rapport à l'exemple précédent. Le poids d'acier lié à cette diminution de diamètre varie en proportion de cette réduction.
Le volume de garnissage nécessaire est lui aussi conséquemment réduit, de 12 % ; en revanche, la hauteur de garnissage est identique à celle de l'exemple 1.
Dans cet exemple, le gaz naturel, produit sur site dans les conditions de pression, température, débit et composition décrites dans l'exemple 1, est traité selon le procédé de l'invention décrit dans la Figure 3. Dans cet exemple encore, le solvant utilisé est le méthanol.
Selon cet exemple, une part du gaz à traiter est envoyée dans la zone de contact G 1 par le conduit 1. Comme précédemment, le gaz chargé en 1o solvant après le contact, sort de G1 par le conduit 3. II est mélangé au gaz by-passé exempt de solvant dans le conduit 18. L'ensemble du gaz est mélangé à la solution aqueuse chargée de solvant recyclée dans un mélangeur M22. Le mélange est envoyé au ballon séparateur B22.
Deux phases sont issues du ballon séparateur B22 :
- le gaz contenant le solvant, qui est envoyé par le conduit 23 à la l'échangeur de chaleur El ; et - la solution aqueuse de solvant partiellement appauvrie, qui est envoyée par le conduit 24 à la zone de contact G1.
De par le premier contact entre le gaz et la solution riche en solvant dans le mélangeur M22, la concentration en solvant de la solution aqueuse est divisée par un facteur 3,5 par rapport à la solution circulant dans le conduit 9.
Toutes choses étant égales par ailleurs, des performances identiques à celles décrites dans l'exemple 1 sont obtenues avec une colonne de contact G1 réduite. En effet, le contact de la solution aqueuse partiellement appauvrie en solvant par 31 % du gaz à traiter suffit à l'épuisement de la 3o solution.
Lorsque 69 % du gaz est by-passé, la concentration en méthanol de l'eau issue du contacteur par le conduit 4 est de 160 ppm en masse, comme dans l'exemple 1.
L'épuisement de la solution est obtenu en utilisant une colonne d'un diamètre réduit de 21 % par rapport à l'exemple 1. Le poids d'acier lié à
cette diminution de diamètre varie en proportion de cette rédùction.
Le volume de garnissage nécessaire est lui aussi conséquemment réduit, de 38 %; en revanche, la hauteur de garnissage est identique à celle de l'exemple 1.
La comparaison de l'exemple 1 selon l'art antérieur, d'une part, et des exemples 2 et 3 selon l'invention, d'autre part, met en évidence que le procédé selon l'invention permet une réduction significative de la section de la zone de contact, et, par là-même, de l'encombrement et du poids induits par cet équipement, ainsi que du volume de garnissage nécessaire à une opération de traitement de gaz.
Le procédé selon l'invention offre comme avantage d'être moins coûteux en investissement que les procédés décrits dans l'art antérieur, de par la double réduction de la section du contacteur et du volume de garnissage nécessaires aux opérations.
Le solvant mis en jeu dans le procédé de l'invention peut être choisi parmi le méthanol, l'éthanol, le propanol, le méthylpropyléther, l'éthylpropyl-éther, le dipropyléther, le méthyltertiobutyléther, le diméthoxyméthane, le diméthoxyéthane et le méthoxyéthanol. On utilise le plus souvent le méthanol.
L'Exemple 1 suivant illustre un procédé selon l'art antérieur et les Exemples 2 et 3 illustrent les deux modes particuliers de réalisation du procédé de l'invention.
Dans cet exemple, on procède selon l'art antérieur représenté par la Figure 1. Un gaz naturel est produit sur site, à une pression de 6 MPa et une température de 50 C ; sa composition est donnée dans le tableau 1 et il est saturé en eau (teneur en eau à l'entrée du procédé environ 6000 ppm mole).
Son débit est de 108 tonnes/h, ce qui correspond à une production de 3,0 MNm3/jour.
Tableau 1 Composition % Poids N2 1,6 C02 3,4 Méthane 70,4 Éthane 11,6 Propane 6,9 Butane 3,7 Pentane 1,4 C6+ 1,0 Le solvant utilisé pour cette application est le méthanol.
La moitié du gaz produit (50 %) est injectée dans la zone de contact G 1 par le conduit 1, l'autre moitié (50 %) est dirigée en tête du contacteur par le conduit 18. Le contacteur G1 contient un garnissage structuré. Une solution aqueuse de méthanol recyclée est injectée en tête du contacteur 5 par le conduit 2 à une température de - 25 C. A l'issue de l'étape de contact, une solution aqueuse appauvrie en solvant est issue du contacteur par le conduit 4. Cette solution contient 160 ppm en masse de méthanol. Son débit est de 245 kg/h ; il correspond approximativement à la quantité d'eau initialement contenue dans les 108 tonnes/h de gaz à traiter.
Le gaz contenant le méthanol est dirigé vers l'échangeur E1 par le conduit 3. Il reçoit, par le conduit 5, un appoint de 40 kg/h de méthanol.
Après l'échangeur El, sa température est de - 25 C. Le ballon B1 permet de séparer :
- un flux de 99 500 kg/h de gaz traité, contenant une teneur résiduelle en eau de 14 ppm mole, soit 10,5 kg/MNm3 ;
- un flux de 616 kg/h d'eau chargée de méthanol, qui est recyclé vers la zone de contact G 1; et - un flux de 8400 kg/h de phase hydrocarbure condensée (LGN) qui peut éventuellement être stabilisée, puis lavée afin d'être débarrassée du solvant qu'elle contient, avant valorisation.
Dans cet exemple, le gaz naturel, produit sur site, dans les conditions de pression, température, débit et composition décrites dans l'exemple 1, est traité selon le procédé de l'invention décrit dans la Figure 2. Dans cet exemple encore, le solvant utilisé est le méthanol.
Dans cet exemple, le gaz de by-passe issu du conduit 18 est mis au contact de la phase aqueuse chargée en solvant issue du ballon séparateur B1 par le conduit 8 dans le melangeur M21. Au cours de cette étape de mélange le gaz se charge de solvant.
Les deux phases aqueuse et gazeuse sont séparées dans un ballon séparateur B21.
Le gaz chargé de solvant issu du ballon B21 par le conduit 21 est mélangé au gaz sortant de la zone de contact G 1, puis envoyé par le conduit 3 vers l'échangeur El.
La phase aqueuse issue du ballon B21 est soulagée d'une partie du solvant qu'elle contenait au sortir du ballon B1. Elle est injectée par le conduit 22 en tête de la zone de contact G1.
De par le premier contact entre le gaz et la solution riche en solvant dans le mélangeur M21, la concentration en solvant de la solution aqueuse est divisée par un facteur 2,5 par rapport à la solution circulant dans le conduit 9.
Toutes choses étant égales par ailleurs, des performances identiques à celles décrites dans l'exemple 1 sont obtenues avec une colonne de contact G1 réduite. En effet, le contact de la solution aqueuse partiellement 2o appauvrie en solvant par 44 % du gaz à traiter suffit à l'épuisement de la solution.
Lorsque 56 % du gaz est by-passé, la concentration en méthanol de l'eau issue du contacteur par le conduit 4 est de 160 ppm masse, comme dans l'exemple 1.
L'épuisement de la solution est obtenu en utilisant une colonne d'un diamètre réduit de 6% par rapport à l'exemple précédent. Le poids d'acier lié à cette diminution de diamètre varie en proportion de cette réduction.
Le volume de garnissage nécessaire est lui aussi conséquemment réduit, de 12 % ; en revanche, la hauteur de garnissage est identique à celle de l'exemple 1.
Dans cet exemple, le gaz naturel, produit sur site dans les conditions de pression, température, débit et composition décrites dans l'exemple 1, est traité selon le procédé de l'invention décrit dans la Figure 3. Dans cet exemple encore, le solvant utilisé est le méthanol.
Selon cet exemple, une part du gaz à traiter est envoyée dans la zone de contact G 1 par le conduit 1. Comme précédemment, le gaz chargé en 1o solvant après le contact, sort de G1 par le conduit 3. II est mélangé au gaz by-passé exempt de solvant dans le conduit 18. L'ensemble du gaz est mélangé à la solution aqueuse chargée de solvant recyclée dans un mélangeur M22. Le mélange est envoyé au ballon séparateur B22.
Deux phases sont issues du ballon séparateur B22 :
- le gaz contenant le solvant, qui est envoyé par le conduit 23 à la l'échangeur de chaleur El ; et - la solution aqueuse de solvant partiellement appauvrie, qui est envoyée par le conduit 24 à la zone de contact G1.
De par le premier contact entre le gaz et la solution riche en solvant dans le mélangeur M22, la concentration en solvant de la solution aqueuse est divisée par un facteur 3,5 par rapport à la solution circulant dans le conduit 9.
Toutes choses étant égales par ailleurs, des performances identiques à celles décrites dans l'exemple 1 sont obtenues avec une colonne de contact G1 réduite. En effet, le contact de la solution aqueuse partiellement appauvrie en solvant par 31 % du gaz à traiter suffit à l'épuisement de la 3o solution.
Lorsque 69 % du gaz est by-passé, la concentration en méthanol de l'eau issue du contacteur par le conduit 4 est de 160 ppm en masse, comme dans l'exemple 1.
L'épuisement de la solution est obtenu en utilisant une colonne d'un diamètre réduit de 21 % par rapport à l'exemple 1. Le poids d'acier lié à
cette diminution de diamètre varie en proportion de cette rédùction.
Le volume de garnissage nécessaire est lui aussi conséquemment réduit, de 38 %; en revanche, la hauteur de garnissage est identique à celle de l'exemple 1.
La comparaison de l'exemple 1 selon l'art antérieur, d'une part, et des exemples 2 et 3 selon l'invention, d'autre part, met en évidence que le procédé selon l'invention permet une réduction significative de la section de la zone de contact, et, par là-même, de l'encombrement et du poids induits par cet équipement, ainsi que du volume de garnissage nécessaire à une opération de traitement de gaz.
Le procédé selon l'invention offre comme avantage d'être moins coûteux en investissement que les procédés décrits dans l'art antérieur, de par la double réduction de la section du contacteur et du volume de garnissage nécessaires aux opérations.
Claims (16)
1 - Procédé de traitement d'un gaz contenant du méthane, de l'eau et au moins un hydrocarbure supérieur au méthane, ledit procédé visant à
débarrasser au moins en partie le gaz de l'eau et des hydrocarbures supérieurs au méthane, et étant caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes :
a) on sépare le gaz à traiter en deux flux (1) et (2) b) on met en contact au moins ledit flux (2) dudit gaz avec une phase liquide recyclée renfermant à la fois de l'eau et un solvant,consistant en un composé organique non hydrocarbure, normalement liquide, autre que l'eau, au moins partiellement miscible à l'eau et distillable à une température inférieure à la température de distillation de l'eau, de manière à
obtenir une phase liquide aqueuse appauvrie en solvant, par comparaison avec ladite phase liquide recyclée, et une phase gazeuse chargée en solvant ;
c) on sépare la phase aqueuse appauvrie en solvant et la phase gazeuse chargée en solvant ;
d) on met en contact ladite phase aqueuse appauvrie en solvant avec le flux (1) dudit gaz à traiter exempt de solvant dans une zone de contact, le solvant étant extrait de ladite phase aqueuse appauvrie par ledit gaz à traiter, une phase gazeuse riche en solvant et une phase liquide aqueuse régénérée étant issues de cette étape ;
e) on mélange ladite phase gazeuse riche en solvant issue de l'étape (d) soit à la phase gazeuse chargée en solvant issue de l'étape (b), soit au flux de gaz (2) exempt de solvant de l'étape (a) ;
f) on refroidit ladite phase gazeuse issue du mélange, de manière à
la condenser partiellement en une phase aqueuse et une phase hydrocarbure, contenant toutes deux du solvant, et produisant le gaz traité, débarrassé au moins en partie de l'eau et des hydrocarbures supérieurs qu'il comprenait ;
g) on sépare par décantation lesdites phase aqueuse et phase hydrocarbure issues de l'étape (f) ; et h) on recycle ladite phase aqueuse riche en solvant à l'étape (b).
débarrasser au moins en partie le gaz de l'eau et des hydrocarbures supérieurs au méthane, et étant caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes :
a) on sépare le gaz à traiter en deux flux (1) et (2) b) on met en contact au moins ledit flux (2) dudit gaz avec une phase liquide recyclée renfermant à la fois de l'eau et un solvant,consistant en un composé organique non hydrocarbure, normalement liquide, autre que l'eau, au moins partiellement miscible à l'eau et distillable à une température inférieure à la température de distillation de l'eau, de manière à
obtenir une phase liquide aqueuse appauvrie en solvant, par comparaison avec ladite phase liquide recyclée, et une phase gazeuse chargée en solvant ;
c) on sépare la phase aqueuse appauvrie en solvant et la phase gazeuse chargée en solvant ;
d) on met en contact ladite phase aqueuse appauvrie en solvant avec le flux (1) dudit gaz à traiter exempt de solvant dans une zone de contact, le solvant étant extrait de ladite phase aqueuse appauvrie par ledit gaz à traiter, une phase gazeuse riche en solvant et une phase liquide aqueuse régénérée étant issues de cette étape ;
e) on mélange ladite phase gazeuse riche en solvant issue de l'étape (d) soit à la phase gazeuse chargée en solvant issue de l'étape (b), soit au flux de gaz (2) exempt de solvant de l'étape (a) ;
f) on refroidit ladite phase gazeuse issue du mélange, de manière à
la condenser partiellement en une phase aqueuse et une phase hydrocarbure, contenant toutes deux du solvant, et produisant le gaz traité, débarrassé au moins en partie de l'eau et des hydrocarbures supérieurs qu'il comprenait ;
g) on sépare par décantation lesdites phase aqueuse et phase hydrocarbure issues de l'étape (f) ; et h) on recycle ladite phase aqueuse riche en solvant à l'étape (b).
2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que, dans l'étape (a), la fraction de gaz présente dans le flux (2) est supérieure à celle présente dans le flux (1).
3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que la phase gazeuse riche en solvant issue l'étape (d) est mélangée à la phase gazeuse riche en solvant issue de l'étape (b) du procédé.
4. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'à l'issue l'étape de contact (d), la totalité du gaz à traiter est mise en contact au cours de l'étape (b) avec la phase aqueuse recyclée riche en solvant.
5. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que, à l'issue des étapes de contact (b) et (d), un appoint de solvant est apporté à la phase gazeuse afin d'éviter les problèmes de formation d'hydrates liés à l'étape de refroidissement (f) et de compenser les pertes de solvant dans le gaz traité.
6. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, caractérisé en ce que le solvant est choisi parmi le méthanol, l'éthanol, le propanol, le méthylpropyléther, l'éthylpropyléther, le dipropyléther, le méthyltertiobutyléther, le diméthoxyméthane, le diméthoxyéthane et le méthoxyéthanol.
7. Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce que le solvant est le méthanol.
8. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 7, caractérisé en ce que la phase aqueuse riche en solvant recyclée à l'étape (b) contient de 50 à
95% poids de solvant.
95% poids de solvant.
9. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 8, caractérisé en ce que la température de la phase gazeuse à l'issue de l'étape (f) est comprise 16 entre -15 et -80°C, le gaz obtenu à l'issue de l'étape (f) étant débarrassé de la majeure partie de l'eau et hydrocarbures supérieurs qu'il contenait à
l'entrée du procédé.
l'entrée du procédé.
10. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 9, caractérisé en ce que la fraction de gaz traversant la zone de contact de l'étape (d) représente de 25 à 95% du gaz à traiter.
11. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 9, caractérisé en ce que la fraction de gaz traversant la zone de contact de l'étape (d) représente de 30 à 50% du gaz à traiter.
12. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 11, caractérisé en ce que l'on soumet la phase liquide hydrocarbure issue de l'étape (g) à une étape de stabilisation pour en éliminer les composés volatils.
13. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 12, caractérisé en ce que l'on soumet la phase liquide hydrocarbure issue de l'étape (g) à une étape de lavage afin d'en récupérer le solvant.
14. Procédé selon la revendication 13, caractérisé en ce que le lavage de la phase liquide hydrocarbure est réalisé avec la phase aqueuse régénérée issue de l'étape (d) sur laquelle un courant de purge est établi de manière à
maintenir sensiblement constantes les quantités de solvant et d'eau présentes dans l'ensemble du circuit.
maintenir sensiblement constantes les quantités de solvant et d'eau présentes dans l'ensemble du circuit.
15. Procédé selon la revendication 13, caractérisé en ce que l'étape de lavage de la phase hydrocarbure liquide est réalisée par la mise en oeuvre de mélangeurs décanteurs.
16. Procédé selon la revendication 13, caractérisé en ce que l'étape de lavage de la phase hydrocarbure liquide est réalisée par contact dans une colonne.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR9611694 | 1996-09-24 | ||
| FR9611694A FR2753719B1 (fr) | 1996-09-24 | 1996-09-24 | Procede de deshydratation et de degazolinage d'un gaz, comportant deux etapes complementaires de regeneration du solvant |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CA2215157A1 CA2215157A1 (fr) | 1998-03-24 |
| CA2215157C true CA2215157C (fr) | 2007-11-27 |
Family
ID=9496065
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CA002215157A Expired - Fee Related CA2215157C (fr) | 1996-09-24 | 1997-09-23 | Procede de deshydratation et de degazolinage d'un gaz, comportant deux etapes complementaires de regeneration du solvant |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5868005A (fr) |
| EP (1) | EP0831142B1 (fr) |
| JP (1) | JPH10102076A (fr) |
| CN (1) | CN1085645C (fr) |
| CA (1) | CA2215157C (fr) |
| DE (1) | DE69717747T2 (fr) |
| DK (1) | DK0831142T3 (fr) |
| FR (1) | FR2753719B1 (fr) |
| NO (1) | NO315696B1 (fr) |
| RU (1) | RU2179569C2 (fr) |
| SA (1) | SA97180476B1 (fr) |
Families Citing this family (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2366802B (en) * | 1997-06-17 | 2002-07-03 | Inst Francais Du Petrole | Process for degasolining a gas containing condensable hydrocarbons |
| FR2764609B1 (fr) * | 1997-06-17 | 2000-02-11 | Inst Francais Du Petrole | Procede de degazolinage d'un gaz contenant des hydrocarbures condensables |
| US7205379B2 (en) * | 2001-03-28 | 2007-04-17 | Ciba Specialty Chemicals Corp. | Process for preparing a stabilized polyester |
| FR2866345B1 (fr) * | 2004-02-13 | 2006-04-14 | Inst Francais Du Petrole | Procede de traitement d'un gaz naturel avec extraction du solvant contenu dans le gaz naturel purifie |
| JP4585222B2 (ja) * | 2004-04-12 | 2010-11-24 | 三菱重工業株式会社 | 不純物廃棄システム及び方法 |
| CN1313810C (zh) * | 2004-09-17 | 2007-05-02 | 中国地质大学（北京） | 船载提取海底沉积物中烃类气体的方法及其设备 |
| WO2008053680A1 (fr) * | 2006-10-31 | 2008-05-08 | Osaka Gas Co., Ltd. | Dispositif et procédé pour la concentration de gaz inflammable |
| AU2011377433B2 (en) * | 2011-09-22 | 2017-03-02 | Statoil Petroleum As | Regeneration of kinetic hydrate inhibitor |
| BR112015012045B1 (pt) * | 2012-11-26 | 2020-11-17 | Equinor Energy As | método e sistema para desidratação de uma fase gasosa e inibição de hidrato de uma fase de hidrocarboneto líquido |
| GB2575568B (en) * | 2012-11-26 | 2020-08-19 | Equinor Energy As | Dehydration of gas from a well stream |
| GB2526604B (en) | 2014-05-29 | 2020-10-07 | Equinor Energy As | Compact hydrocarbon wellstream processing |
| MX2017015548A (es) | 2015-06-05 | 2018-02-21 | Statoil Petroleum As | Metodo y aparato para la deshidratacion de un gas de hidrocarburos. |
| CN110295072B (zh) * | 2019-05-30 | 2021-06-25 | 中石化石油机械股份有限公司研究院 | 小型撬装化的天然气净化装置及净化方法 |
| GB2587658B (en) * | 2019-10-04 | 2022-03-16 | Equinor Energy As | Reduced pressure drop in wet gas pipelines by injection of condensate |
| CN110844867B (zh) * | 2019-11-20 | 2021-06-22 | 常州大学 | 一种二氧化碳水合物灭火器的生产填装系统 |
| FR3106136B1 (fr) * | 2020-01-14 | 2021-12-31 | Axens | Procédé de dégazolinage d’un gaz contenant des hydrocarbures condensables |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2672034A (en) * | 1950-10-26 | 1954-03-16 | Standard Oil Dev Co | Dehydration of liquefied petroleum gas |
| US2994644A (en) * | 1958-03-03 | 1961-08-01 | Phillips Petroleum Co | Purification and drying of liquids |
| US3925047A (en) * | 1970-12-24 | 1975-12-09 | Phillips Petroleum Co | Removal of moisture from a natural gas stream by contacting with a liquid desiccant-antifreeze agent and subsequently chilling |
| US4266958A (en) * | 1978-07-17 | 1981-05-12 | Dut Pty Limited | Simultaneous cooling and removal of water from hydrocarbon gas mixtures |
| FR2605241B1 (fr) * | 1986-10-16 | 1989-10-27 | Inst Francais Du Petrole | Procede integre de traitement d'un gaz humide renfermant du methane dans le but d'en eliminer l'eau |
| FR2636857B1 (fr) * | 1988-09-26 | 1990-12-14 | Inst Francais Du Petrole | Procede de deshydratation, de desacidification et de separation d'un condensat d'un gaz naturel |
| FR2657416B1 (fr) * | 1990-01-23 | 1994-02-11 | Institut Francais Petrole | Procede et dispositif pour le transport et le traitement d'un gaz naturel. |
| RU2050952C1 (ru) * | 1992-12-09 | 1995-12-27 | Акционерное общество закрытого типа "Деко" | Способ осушки газов |
-
1996
- 1996-09-24 FR FR9611694A patent/FR2753719B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
1997
- 1997-09-18 DE DE69717747T patent/DE69717747T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1997-09-18 EP EP97402177A patent/EP0831142B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 1997-09-18 DK DK97402177T patent/DK0831142T3/da active
- 1997-09-23 NO NO19974396A patent/NO315696B1/no not_active IP Right Cessation
- 1997-09-23 US US08/936,097 patent/US5868005A/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-09-23 RU RU97116008/04A patent/RU2179569C2/ru not_active IP Right Cessation
- 1997-09-23 CA CA002215157A patent/CA2215157C/fr not_active Expired - Fee Related
- 1997-09-24 JP JP9258725A patent/JPH10102076A/ja not_active Ceased
- 1997-09-24 CN CN97121414A patent/CN1085645C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1997-10-08 SA SA97180476A patent/SA97180476B1/ar unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO974396D0 (no) | 1997-09-23 |
| US5868005A (en) | 1999-02-09 |
| FR2753719B1 (fr) | 1998-11-27 |
| FR2753719A1 (fr) | 1998-03-27 |
| RU2179569C2 (ru) | 2002-02-20 |
| CN1186797A (zh) | 1998-07-08 |
| CN1085645C (zh) | 2002-05-29 |
| CA2215157A1 (fr) | 1998-03-24 |
| JPH10102076A (ja) | 1998-04-21 |
| DE69717747T2 (de) | 2003-05-28 |
| NO315696B1 (no) | 2003-10-13 |
| NO974396L (no) | 1998-03-25 |
| EP0831142B1 (fr) | 2002-12-11 |
| DK0831142T3 (da) | 2003-01-06 |
| EP0831142A1 (fr) | 1998-03-25 |
| DE69717747D1 (de) | 2003-01-23 |
| SA97180476B1 (ar) | 2006-04-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0831142B1 (fr) | Procédé de déshydratation et de dégazolinage d'un gaz, comportant deux étapes complémentaires de régénération du solvant | |
| CA2239758C (fr) | Procede de degazolinage d'un gaz contenant des hydrocarbures condensables | |
| EP0362023B1 (fr) | Procédé de déshydratation, de désacidification et de séparation d'un condensat d'un gaz naturel | |
| CA2357860C (fr) | Procede de desacidification d'un gaz par absorption dans un solvant avec un controle de la temperature | |
| EP1408102B1 (fr) | Procédé de desacidification d'un gaz naturel | |
| CA2034806C (fr) | Procede et dispositif pour le transport et le traitement d'un gaz naturel | |
| CA1307195C (fr) | Procede integre de traitement d'un gaz humide renfermant du methane dans le but d'en eliminer l'eau | |
| FR2893515A1 (fr) | Procede ameliore de pretraitement de gaz naturel acide | |
| EP0783031A1 (fr) | Procédé de déshydratation, de désacidification et de dégazolinage d'un gaz naturel, utilisant un mélange de solvants | |
| FR2883769A1 (fr) | Procede de pre-traitement d'un gaz acide | |
| FR2618876A1 (fr) | Procede de traitement et de transport d'un gaz contenant du methane et de l'eau | |
| CA2378677C (fr) | Procede ameliore de deshydratation et de degazolinage d'un gaz naturel humide | |
| CA2214968C (fr) | Procede de deshydratation et de degazolinage d'un gaz, comportant un etage de refroidissement preliminaire | |
| CA2091122A1 (fr) | Procede d'isomerisation de paraffines normales en c5/c6 avec recyclage de paraffines normales et de methyl-pentanes | |
| FR3087667A1 (fr) | Procede de deshydratation d’un gaz hydrocarbone | |
| EP0899320B1 (fr) | Procédé et unité d'hydrotraitement d'une charge pétrolière comprenant le craquage de l'ammoniac et le recyclage de l'hydrogène dans l'unité | |
| EP0829452B1 (fr) | Procédé et dispositif de traitement d'un gaz contenant de l'hydrogène sulfuré et de l'anhydride sulfureux, comportant une étape d'élimination du soufre par réfroidissement de l'effluent gazeux | |
| CA3105208A1 (fr) | Procede de degazolinage d'un gaz contenant des hydrocarbures condensables | |
| FR2928563A1 (fr) | Procede de sechage et de demercaptanisation de melanges gazeux. | |
| MXPA97007250A (en) | Process of dehydration and separation of the gasolinas of a gas, that comprises two complementary stages of regeneration of the solve | |
| FR2866346A1 (fr) | Procede d'extraction d'un anti-hydrates contenu dans des hydrocarbures condenses | |
| FR3148601A1 (fr) | Formulations de solvants pour extraction liquide-liquide de composés aromatiques | |
| FR2921001A1 (fr) | Procede de desacidification d'un gaz naturel par formation d'hydrates. | |
| WO2009071767A2 (fr) | Procédé d'elimination des mercaptans par adsorption sur un tamis moléculaire avec régénération réactive du tamis | |
| WO2013076384A1 (fr) | Dispositif amélioré d'extraction de composés soufrés par extraction liquide liquide au moyen d'une solution de soude avec étape de lavage final optimisée |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| EEER | Examination request | ||
| MKLA | Lapsed |