ES2992173T3 - Método de extracción de etano en una corriente de gas natural de salida e instalación correspondiente - Google Patents

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Abstract

Este método comprende las siguientes etapas: - recuperar y comprimir una corriente superior (98) de una columna de separación (34) para formar una corriente comprimida de gas natural purificado (102); - licuar la corriente comprimida de gas natural purificado (102) en una unidad de licuefacción (24) para formar una corriente (120) de gas natural licuado presurizado; - expansión instantánea de la corriente de gas natural licuado presurizado (120) y recuperación en un tanque de almacenamiento (66); - recuperación y compresión de una corriente de gas flash (126) resultante de la expansión; - separar la corriente de gas flash comprimida (132) en una corriente de combustible (20) y en una corriente de reciclaje (134); - enfriar y expandir la corriente de reciclaje (134), luego introducir la corriente de reciclaje enfriada y expandida en una etapa superior de la columna de separación (34). (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Método de extracción de etano en una corriente de gas natural de salida e instalación correspondiente
La presente invención se refiere a un método de extracción de etano en una corriente de gas natural de salida, que incluye las etapas siguientes:
- enfriamiento de la corriente de gas natural de salida en al menos un primer intercambiador de calor corriente arriba, para formar una corriente de gas natural enfriado;
- separación de la corriente de gas natural enfriado en un flujo líquido y en un flujo gaseoso;
- expansión del flujo líquido e introducción de al menos una corriente obtenida del flujo líquido en una columna de separación del metano y de los hidrocarburos en C2+, en un primer nivel;
- formación de una corriente de alimentación de turbina a partir del flujo gaseoso;
- expansión de la corriente de alimentación de turbina en una turbina de expansión dinámica e introducción de la corriente expandida obtenida de la turbina de expansión dinámica en la columna de separación en un segundo nivel, - recuperación y compresión de al menos una parte de una corriente de cabeza obtenida de la columna de separación para formar una corriente de gas natural purificado comprimido;
- licuado de la corriente de gas natural purificado comprimido en una unidad de licuado para formar una corriente de gas natural licuado bajo presión;
- expansión flash de la corriente de gas natural licuado bajo presión y recuperación de gas natural licuado expandido en un depósito;
- recuperación de al menos un flujo de gas de flash obtenido de la expansión de la corriente de gas natural licuado bajo presión;
- compresión del, o de cada, flujo de gas de flash.
Un método de este tipo está previsto concretamente para extraer el etano y los hidrocarburos en C3+ de un gas natural de salida, al tiempo que se produce un gas natural tratado bajo presión, que es licuado a continuación antes de ser expandido para su almacenamiento.
El etileno, el etano, el propileno, el propano y los hidrocarburos más pesados pueden extraerse de gases como el gas natural, el gas de refinería y los gases sintéticos obtenidos a partir de otras fuentes de hidrocarburos como el carbón, el petróleo crudo y la nafta.
El gas natural contiene de forma general una mayoría de metano y de etano (por ejemplo, el metano y el etano constituyen al menos un 50 % molar del gas). El gas natural puede contener también en cantidades menores hidrocarburos más pesados como el propano, los butanos, los pentanos y también, hidrógeno, nitrógeno y dióxido de carbono.
La invención aquí descrita se refiere más especialmente a la recuperación de etano, de propano y de hidrocarburos más pesados a partir de gas natural. Además del hecho de que los hidrocarburos pesados presentes en el gas natural, como el etano, el propano y el butano pueden ser muy valiosos al comercializarlos de forma separada con una pureza elevada, corren el riesgo de condensarse durante el transporte o de congelarse en los intercambiadores de licuado (en los hidrocarburos más pesados).
Esto puede provocar incidentes tales como la llegada de tapones líquidos en las instalaciones de transporte o paradas de la planta de licuado para desatascar los intercambiadores congelados.
WO 96/14547 A1 describe un método según el preámbulo de la reivindicación 1 y un aparato según el preámbulo de la reivindicación 15.
US-6.578.379 describe un método muy eficaz para recuperar el etano y el propano de una corriente de gas natural. Un método de este tipo funciona en general con un gran rendimiento, concretamente para obtener una extracción muy profunda (por ejemplo superior al 99 % molar) del etano contenido en el gas natural de carga, al tiempo que se minimiza el consumo de energía.
Para obtener tales rendimientos de extracción, se conoce el uso en reflujo principal, a saber, para el reflujo más alto de la columna de separación del metano y del etano, de un flujo muy empobrecido en etano.
Para ello, se extrae una corriente de recirculación en el gas recomprimido procedente de la cabeza de la columna de separación del metano y del etano. La corriente de recirculación se enfría a contracorriente del gas obtenido de la cabeza de columna, y a continuación se expande para formar el reflujo principal introducido en la cabeza de columna.
No obstante, en ciertas condiciones operativas, la calidad del reflujo principal puede deteriorarse en temperatura y/o en composición.
Por ejemplo si el reflujo principal se empobrece en metano, la tasa de separación de etano en la columna disminuye, y la calidad de la corriente de cabeza producida en la cabeza de columna se deteriora aún más, agravando el empobrecimiento del metano del reflujo principal. Se produce un efecto “ bola de nieve” , que da lugar a una disminución significativa de la tasa de extracción de etano. Este puede ser el caso concretamente si se arrastra líquido en los platos superiores de la columna.
Un objetivo de la invención es disponer de un método flexible y muy eficaz de extracción de etano y de hidrocarburos en C3+ de una corriente de gas natural de salida, en donde la tasa de extracción de etano no se vea afectada, o se vea poco afectada cuando se produzcan fluctuaciones de la calidad de la cabeza de la columna de separación.
Para ello, la invención tiene como objeto un método del tipo mencionado anteriormente, caracterizado por las etapas siguientes:
- introducción de una corriente de fondo rica en hidrocarburos en C2+ recuperada de la columna de separación en una columna de fraccionamiento, y recuperación a partir de la columna de fraccionamiento de un flujo de etano;
- separación del flujo de gas de flash comprimido en una corriente de combustible y en una corriente de reciclado;
- enfriamiento y expansión al menos parcial de la corriente de reciclado, y posteriormente introducción de la corriente de reciclado enfriada y expandida a una etapa teórica de cabeza de la columna de separación.
El método según la invención puede comprender una o varias de las características siguientes, tomadas de forma aislada o siguiendo cualquier combinación técnicamente posible:
- la concentración de metano de la corriente de reciclado es superior al 90 % molar, concretamente superior al 95 % molar;
- la introducción de la corriente de reciclado se hace en una primera etapa teórica partiendo de la parte superior de la columna de separación;
- la corriente de reciclado es introducida y enfriada en el primer intercambiador de calor por intercambio térmico con la corriente de cabeza procedente de la columna de separación;
- incluye la separación del flujo gaseoso en la corriente de alimentación de turbina, introducida en la turbina de expansión dinámica, y en una corriente de reflujo, introducida en la columna de separación, más baja que la corriente de reciclado, tras el enfriamiento en un segundo intercambiador de calor corriente arriba y expansión estática de la corriente de reflujo;
- el enfriamiento de la corriente de reciclado incluye el paso de la corriente de reciclado por el segundo intercambiador de calor;
- la expansión de la corriente de reciclado incluye el paso de la corriente de reciclado por una válvula de expansión estática;
- al menos una parte del gas natural de cabeza purificado comprimido se pone en relación de intercambio térmico con el flujo de gas de flash en un intercambiador de calor corriente abajo;
- incluye la extracción en la corriente de gas natural purificado comprimido, corriente arriba de la unidad de licuado, de una corriente de recirculación, enfriándose, expandiéndose e introduciéndose la corriente de recirculación en la columna de separación;
- la corriente de gas natural licuado bajo presión se expande en un dispositivo de expansión dinámica o estática, y luego se introduce en una vasija de flash, para ser separado en el gas natural licuado expandido introducido en el depósito, y en un flujo de gas de flash;
- se forma al menos un flujo de gas de flash en el depósito, al introducir el gas natural licuado expandido en el depósito;
- la corriente de gas natural licuado bajo presión es introducida directamente en el depósito, sin pasar por una vasija de flash;
- la compresión de la corriente de cabeza procedente de la columna de separación se lleva a cabo en al menos un primer compresor acoplado a la turbina de expansión dinámica, luego en una máquina de compresión que comprende sucesivamente un segundo compresor, un enfriador del gas comprimido en el segundo compresor, y un tercer compresor, para formar la corriente de gas natural purificado comprimido;
- un flujo de cabeza procedente de la columna de fraccionamiento se enfría y se condensa parcialmente, luego se introduce en una vasija de cabeza, recuperándose el flujo de etano en la cabeza de la vasija de cabeza, reintroduciéndose el fondo de la vasija de cabeza en reflujo en la columna de fraccionamiento;
- la totalidad del flujo gaseoso procedente de la separación de la corriente de gas natural enfriado forma la corriente de alimentación de turbina, que se envía a la turbina de expansión dinámica sin separación.
La invención tiene también por objeto una instalación de extracción de etano a partir de una corriente de gas natural de salida, que comprende:
- al menos un primer intercambiador de calor corriente arriba para enfriar la corriente de gas natural de salida, para formar una corriente de gas natural enfriado;
- un separador para separar la corriente de gas natural enfriado en un flujo líquido y en un flujo gaseoso; - un dispositivo de expansión del flujo líquido;
- una columna de separación del metano y los hidrocarburos en C2+ y un conjunto de introducción de al menos una corriente procedente del flujo líquido expandido en la columna de separación, en un primer nivel;
- un conjunto de formación de una corriente de alimentación de turbina a partir del flujo gaseoso;
- una turbina de expansión dinámica para expandir la corriente de alimentación de turbina y un conjunto de introducción de la corriente expandido procedente de la turbina de expansión dinámica en la columna de separación en un segundo nivel;
- un conjunto de recuperación y compresión de al menos una parte de una corriente de cabeza procedente de la columna de separación para formar una corriente de gas natural purificado comprimido;
- una unidad de licuado de la corriente de gas natural purificado comprimido adecuada para formar una corriente de gas natural licuado bajo presión;
- un conjunto de expansión flash de la corriente de gas natural licuado bajo presión y un depósito de recuperación de gas natural licuado expandido;
- un conjunto de recuperación de al menos un flujo de gas de flash procedente de la expansión de la corriente de gas natural licuado bajo presión;
- un conjunto de compresión del o de cada flujo de gas de flash,
caracterizado por: - una columna de fraccionamiento, un conjunto de introducción de una corriente de fondo rica en hidrocarburos en C2+ procedente de la columna de separación en la columna de fraccionamiento, y un conjunto de recuperación, a partir de la columna de fraccionamiento, de un flujo de etano;
- un conjunto de separación del flujo de gas de flash comprimido en una corriente de combustible y en una corriente de reciclado;
- un conjunto de enfriamiento y expansión al menos parcial de la corriente de reciclado, y de introducción de la corriente de reciclado enfriada y expandida a una etapa teórica de cabeza de la columna de separación.
La invención se comprenderá mejor tras la lectura de la siguiente descripción, facilitada únicamente a modo de ejemplo y realizada haciendo referencia a los dibujos adjuntos, en los que:
[Fig 1]La Figura 1 es un esquema sinóptico que representa una primera instalación para la realización de un primer método de extracción de etano según la invención;
[Fig 2]La Figura 2 es un esquema análogo al de la Figura 1, de una segunda instalación para la realización de un segundo método de extracción de etano según la invención;
[Fig 3]La Figura 3 es un esquema análogo al de la Figura 1, de una tercera instalación para la realización de un tercer método de extracción de etano según la invención;
[Fig 4]La Figura 4 es un esquema análogo al de la Figura 1, de una cuarta instalación para la realización de un cuarto método de extracción según la invención;
[Fig 5]La Figura 5 es un esquema análogo al de la Figura 2, de una quinta instalación para la realización de un quinto método de extracción según la invención.
A continuación, se designará mediante una misma referencia un flujo de líquido y el conducto que lo lleva, las presiones consideradas son presiones absolutas, y los porcentajes considerados son porcentajes molares.
Los métodos descritos se han modelizado en un simulador de métodos. Se han definido rendimientos de un 82 % politrópico para los compresores y de un 86 % adiabático para las turbinas.
En la Figura 1 se ilustra una primera instalación 10 de extracción de etano según la invención.
Esta instalación 10 está prevista para la producción simultánea, a partir de una corriente de gas natural 12 de salida, de un flujo 14 rico en etano, de una corriente 16 de fondo rica en hidrocarburos en C3+, de un gas natural licuado expandido 18, y de una corriente 20 de combustible, prevista de forma ventajosa para su reutilización en la instalación 10.
Con referencia a la Figura 1, la instalación 10 incluye una unidad 22 de extracción de etano, una unidad 24 de licuado, y una unidad 26 de flash y de almacenamiento de gas natural licuado.
La unidad 22 de extracción incluye un primer y segundo intercambiador 28, 30 de calor corriente arriba, una vasija separadora 32, y una columna 34 de separación del metano y de los hidrocarburos en C2+. La columna 34 está provista aquí de un rehervidor 35 de fondo.
La unidad 22 incluye además una turbina 36 de expansión dinámica acoplada a un primer compresor 38, un segundo compresor 40, estando cada compresor 38, 40 provisto corriente abajo de un enfriador 42, 44.
La unidad 22 incluye además una bomba 46 de fondo, una columna 48 de fraccionamiento, provista de un rehervidor 50 de fondo y de un sistema 52 de reflujo, comprendiendo el sistema 52 de reflujo un enfriador 54, una vasija 56 de reflujo y una bomba 58 de reflujo.
La unidad 24 de licuado del gas natural es una unidad conocida, concretamente de tipo C3MR o DMR.
En el ejemplo de la Figura 1, la unidad 26 de flash y de almacenamiento incluye un dispositivo 60 de expansión, aquí una turbina de expansión dinámica, una vasija 62 de flash y una bomba 64 de transporte de gas natural licuado hacia un depósito 66. En una variante, el dispositivo 60 de expansión es una válvula de expansión estática.
El depósito 66 es por ejemplo un tanque de almacenamiento aislado térmicamente.
La unidad 26 de flash y de almacenamiento incluye además en este ejemplo un intercambiador 68 de calor corriente abajo, eventualmente una vasija 70 de aspiración, y un aparato 72 de compresión que incluye una pluralidad de compresores 74 montados en serie, separados entre sí por enfriadores 76.
Ahora se describirá un primer método según la invención, realizado en la instalación 10.
El gas natural de salida que forma la corriente 12 es de forma ventajosa un gas natural desulfurado, seco y al menos parcialmente descarbonatado.
El término “ al menos parcialmente descarbonatado” significa que la concentración de dióxido de carbono en la corriente de gas natural 13 de salida es de forma ventajosa inferior o igual a 50 ppmv.
De igual modo, la concentración de agua es inferior a 1 ppmv, de forma ventajosa inferior a 0,1 ppmv.
La concentración de elementos azufrados, incluyendo el sulfuro de hidrógeno, es inferior a 10 ppmv y de forma ventajosa inferior o igual a 4 ppmv.
En la tabla que sigue se proporciona un ejemplo de composición molar de la corriente de gas natural 12 de salida.
[Tabla 1]
De forma más general, la fracción molar de metano en la corriente de gas natural 12 de salida está comprendida entre el 75 % molar y el 95 % molar, la fracción molar de hidrocarburos en C2 está comprendida entre el 3 % molar y el 12 % molar, y la fracción molar de hidrocarburos en C3+ está comprendida entre el 1 % molar y el 8 % molar.
El caudal de la corriente de gas natural 12 de salida es por ejemplo superior a 2000 kmol/h y está por ejemplo comprendido entre 2000 kmol/h y 70000 kmol/h, concretamente igual a 55.000 kmol/h.
La corriente de gas natural 12 de salida presenta una temperatura cercana a la temperatura ambiente, en concreto comprendida entre 0 °C y 40 °C, aquí igual a 21,5 °C, y una presión de forma ventajosa superior a 35 bar, concretamente superior a 70 bar, en este ejemplo igual a 81 bar.
El gas natural 12 de salida es introducido en el primer intercambiador 28 de calor para su enfriamiento. Forma una corriente 80 de gas natural enfriado. El gas natural 12 de salida es aquí supercrítico, por tanto simplemente enfriado. En una variante, no es supercrítico y es al menos parcialmente condensado en el primer intercambiador 28 de calor. Presenta una temperatura inferior a -20 °C, y concretamente comprendida entre -25 °C y -45 °C, en particular igual a -37 °C.
La corriente 80 se introduce en la vasija separadora 32, para separarla en un flujo líquido 82, recuperado en el fondo de la vasija separadora 32, y un flujo gaseoso 84 recuperado en la cabeza de la vasija separadora 32. El caudal del flujo líquido 82 puede ser cero, concretamente cuando la corriente de gas natural enfriado 80 es supercrítica.
El flujo líquido 82 pasa por una válvula 86 de expansión estática, para formar una fase mixta expandida 88. La presión de la fase mixta expandida 88 es inferior a 50 bar, concretamente inferior a 30 bar, y es por ejemplo igual a 28,7 bar. La fase mixta expandida 88 se introduce a un nivel N1 de fondo de la columna 34 de separación.
El flujo gaseoso 84 se divide en una corriente principal 90 de alimentación de turbina y en una corriente secundaria 92 de reflujo.
El caudal molar de la corriente 90 de alimentación de turbina es superior al caudal molar de la corriente 92 de reflujo, y en concreto comprendido entre el 5 % y el 25 % del caudal molar de la corriente 92 de reflujo.
La corriente 90 de alimentación de turbina se introduce en la turbina 36 de expansión dinámica para expandirse a una presión inferior a 50 bar, en concreto inferior a 30 bar, por ejemplo igual a 28,7 bar.
La expansión dinámica de la corriente 90 permite recuperar más de 10.000 kW de energía, por ejemplo 10.865 kW de energía.
La temperatura de la corriente 94 enfriada y expandida procedente de la turbina 36 de expansión dinámica es por ejemplo inferior a -70 °C, en concreto inferior a -80 °C, por ejemplo igual a -80,8 °C.
La corriente 94 enfriada y expandida se introduce a continuación en la columna 34 de separación a un nivel N2 situado por encima del nivel N1.
La corriente de reflujo 92 se introduce en una válvula 96 de expansión estática para expandirse a una presión inferior a 50 bar, en concreto inferior a 30 bar, concretamente igual a 28,7 bar. Se enfría en el segundo intercambiador 30 de calor corriente arriba a una temperatura inferior a -80 °C, en concreto inferior a -90 °C, en particular igual a -95,8 °C. La corriente de reflujo expandida y enfriada se introduce en la columna 34 de separación a un nivel N3 situado por encima del nivel N2 en la cabeza de la columna 34.
La presión de la columna 34 de separación está comprendida preferiblemente entre 10 bar y 40 bar, concretamente entre 20 bar y 40 bar, por ejemplo sustancialmente igual a 28,5 bar.
La columna 34 de separación produce una corriente 98 de cabeza. La corriente 98 de cabeza se recalienta en el segundo intercambiador 30 de calor corriente arriba, y después en el primer intercambiador 28 de calor corriente arriba a contracorriente con el gas natural 12 de salida para formar una corriente 100 de cabeza recalentada.
La temperatura de la corriente 100 de cabeza recalentada es superior a 0 °C, concretamente superior a 15 °C, y es por ejemplo igual a 17,6 °C.
La corriente 100 de cabeza recalentada se comprime a continuación en el compresor 38 acoplado a la turbina 36, a continuación se enfría en el enfriador 42, para obtener una corriente a una presión superior a 30 bar, concretamente igual a 34,6 bar.
A continuación vuelve a comprimirse en el compresor 40, y luego a enfriarse en el enfriador 44 para producir una corriente 102 de gas natural purificado comprimido para la unidad 24 de licuado.
La corriente 102 de gas natural purificado comprimido presenta una presión superior a 60 bar, en concreto superior a 80 bar, por ejemplo igual a 91 bar. Presenta una temperatura superior a 0 °C, concretamente superior a 10 °C, en particular igual a 21,5 °C.
Los enfriadores 42, 44 son alimentados aquí por un flujo de enfriamiento de temperatura inferior a 10 °C, en concreto igual a 7 °C. Este flujo de enfriamiento puede ser concretamente de aire o de agua.
La corriente 102 de gas natural purificado comprimido es rica en metano. Incluye una concentración de metano superior al 99,0 % molar, en concreto igual al 99,1 % molar. Presenta una baja concentración de nitrógeno, concretamente inferior al 1,0 % molar, y una baja concentración de hidrocarburos en C2+, en particular una concentración inferior al 0,5 % molar de etano, sustancialmente igual al 0,2 % molar de etano.
La columna 34 de separación produce en el fondo una corriente 106 de fondo rica en hidrocarburos en C2+. Esta corriente 106 contiene por ejemplo más del 95 % molar del etano contenido en el gas natural 10 de salida, y el 100 % molar de los hidrocarburos en C3+ contenidos en esta corriente.
La corriente 106 de fondo presenta una temperatura superior a 10 °C, concretamente comprendida entre 20 °C y 30 °C, por ejemplo igual a 23,2 °C. Contiene menos de 1000 ppmv de dióxido de carbono, preferiblemente entre 200 ppmv y 500 ppmv de dióxido de carbono, por ejemplo 313 ppmv de dióxido de carbono. Presenta una concentración en metano inferior al 5 % molar, por ejemplo comprendida entre el 0 % molar y el 3 % molar, concretamente inferior al 1 % molar.
La tabla que sigue ilustra un ejemplo de composición de la corriente 106 de fondo.
[Tabla 2]
Una primera corriente 108 de rehervido lateral se extrae de la columna 34 de separación, a un nivel N5 inferior al nivel N1, situado por ejemplo en el 20° nivel desde la parte superior de la columna 34 de separación.
La primera corriente líquida 108 de rehervido se lleva al primer intercambiador 28 de calor, para recalentarse en este intercambiador 28 por intercambio térmico concretamente con el gas natural 12 de salida, hasta una temperatura superior a 0 °C, concretamente igual a 8,25 °C. La corriente 108 de rehervido se reintroduce a continuación en la columna 34 de separación a un nivel N6 situado bajo el nivel N5, por ejemplo en el 21° nivel desde la parte superior de la columna 34.
De igual modo, se extrae una segunda corriente líquida 110 de rehervido de la columna 34 de separación a un nivel N7 inferior al nivel N6, por ejemplo a partir de la 22a etapa teórica partiendo de la parte superior de la columna 34 de separación, para ser llevada al rehervidor 35 de fondo para recalentarla a una temperatura superior a 0 °C, por ejemplo igual a 10,7 °C. Se suministra una energía superior a 1 MW, por ejemplo igual a 4 MW, a la segunda corriente líquida 110 de rehervido.
La segunda corriente líquida 110 de rehervido se reenvía a continuación a la columna 34 de separación a un nivel N8 situado bajo el nivel N7. Este nivel N8 está situado por ejemplo en la 23° etapa teórica partiendo de la parte superior.
La corriente 106 de fondo se bombea en la bomba 46 para introducirse a un nivel intermedio P1 de la columna 48 de fraccionamiento.
La columna 48 de fraccionamiento produce en la cabeza un flujo 112 de cabeza que contiene menos del 1 % molar de hidrocarburos en C3+, en particular menos del 1 % molar de propano.
El flujo 112 de cabeza se condensa parcialmente en el enfriador 54, a continuación se separa en la vasija 56 de reflujo para formar en cabeza el flujo 14 rico en etano, y en el fondo, un flujo líquido 114 de reflujo reintroducido en la cabeza de la columna 48 de fraccionamiento, tras el bombeo de la bomba 58 de reflujo.
El flujo 14 rico en etano contiene más del 96 % molar del etano contenido en el gas natural 12 de salida. Contiene más del 97 % molar de etano.
El flujo 14 rico en etano es aquí gaseoso. En una variante (no mostrada), el flujo 14 rico en etano es un líquido extraído del flujo líquido 114.
La corriente de hidrocarburos en C3+ contiene menos de 500 ppmv de etano, en particular menos de 100 ppmv de etano.
La corriente 102 de gas natural purificado comprimido se lleva a la unidad 24 de licuado que produce de forma conocida una corriente 120 de gas natural licuado bajo presión.
La corriente de gas natural bajo presión presenta una presión superior a 20 bar, concretamente comprendida entre 20 bar y 90 bar, de forma ventajosa igual a 73 bar. Presenta una temperatura inferior a -120 °C, concretamente inferior a -130 °C, y de forma ventajosa igual a -136,8 °C.
El gas natural licuado comprimido 120 es introducido en el dispositivo 60 de expansión, aquí en una turbina de expansión dinámica. Se expande a una presión inferior a 5 bar, concretamente inferior a 2 bar, por ejemplo igual a 1,25 bar para formar una corriente de gas natural licuado flasheado 122.
La corriente de gas natural licuado flasheado 122 es introducida en una vasija 62 de flash para separarse en una corriente de gas natural licuado expandido 124 y en un primer flujo 126 de gas de flash.
La corriente de gas natural licuado expandido 124 se bombea en el depósito 66 con ayuda de la bomba 64 para formar el gas natural licuado expandido 18.
El primer flujo 126 de gas de flash se recupera en la cabeza de la vasija 62 de flash. Se introduce en el intercambiador 68 de calor corriente abajo para recalentar a contracorriente una parte del gas natural purificado comprimido 102, que se reintroduce en la corriente de gas natural licuado flasheado 122, corriente arriba de la vasija 62 de flash.
Tras el intercambio térmico en el intercambiador 68 de calor corriente abajo, el flujo 130 de gas de flash recalentado de este modo formado presenta una temperatura superior a -60 °C, y concretamente sustancialmente igual a 5 °C. Presenta una concentración muy elevada de metano, por ejemplo superior al 80 % molar, por ejemplo superior al 85 % molar, concretamente superior al 90 % molar. Esta concentración es de forma ventajosa superior al 95 % molar de metano, concretamente superior al 96 % molar de metano, por ejemplo igual al 96,46 % molar de metano.
Presenta una concentración de nitrógeno inferior al 20 % molar, por ejemplo inferior al 15 % molar, concretamente inferior al 10 % molar. Esta concentración es de forma ventajosa inferior al 5 % molar, concretamente inferior al 4 % molar, por ejemplo sustancialmente igual al 3,54 % molar de nitrógeno.
El flujo 130 de gas de flash recalentado presenta una concentración de etano inferior a 50 ppmv, concretamente inferior a 10 ppmv, por ejemplo igual a 5 ppmv.
T ras el paso eventual a una vasija 70 de aspiración, el flujo 130 de gas de flash recalentado se comprime en el aparato 72 de compresión hasta una presión superior a 25 bar, concretamente superior a 30 bar, y por ejemplo igual a 60 bar para producir un flujo 132 de gas de flash comprimido.
El flujo 132 de gas de flash comprimido se separa en la corriente 20 de combustible y en una corriente 134 de reciclado.
La corriente 20 de combustible es para su envío a la red de gas combustible de la instalación 10 para alimentar por ejemplo las turbinas de gas de la unidad 24 de licuado de gas natural o las de una unidad de generación de corriente eléctrica destinada por ejemplo a alimentar al compresor 40 o a otros equipos de la instalación 10.
La corriente 134 de reciclado presenta una presión superior a 30 bar, concretamente superior a 50 bar, por ejemplo igual a 58,5 bar.
Es transportada sucesivamente al primer intercambiador 28 de calor, seguidamente al segundo intercambiador 30 de calor para ser enfriada a una temperatura inferior a - 80 °C, concretamente inferior a -90 °C, por ejemplo igual a -95,5 °C.
Esta corriente 134 de reciclado se expande a continuación en una válvula 136 de expansión estática hasta una presión inferior a 50 bar, concretamente inferior a 30 bar, por ejemplo igual a 28,7 bar, para ser introducida en la columna 34 de separación a un nivel de cabeza N9 de la columna 34, por ejemplo en el primer nivel partiendo de la parte superior de la columna 34. El nivel N9 está situado por encima del nivel N3 de introducción de la corriente de reflujo expandido y enfriado.
Como se ha indicado anteriormente, la corriente 134 de reciclado procedente del flujo 126 de gas de flash es muy rica en metano, ya que el etano permanece en el gas natural licuado 18, o se extrae sucesivamente en la columna 34 de separación, y después en la columna 48 de fraccionamiento.
Por tanto, la composición del reflujo introducido en la cabeza de la columna 34 de separación sigue siendo muy rico en metano, independientemente de las fluctuaciones de calidad de la corriente 98 de cabeza de la columna 34 de separación.
La presencia de este nuevo reflujo proporciona también una flexibilidad operativa en la realización del método, pero también en la fase de diseño.
Es por tanto posible optimizar globalmente el consumo energético entre la unidad 22 de extracción de etano y la unidad 24 de licuado para regular los parámetros de ambas unidades 22, 24, para seleccionar de forma óptima los compresores y su modo de accionamiento requeridos en las dos unidades 22, 24. Esto reduce significativamente los costes de inversión, y también los costes operativos, como se verá en el ejemplo descrito más adelante.
En una variante (no mostrada), la corriente 100 de cabeza recalentada se comprime a la salida del compresor 38 acoplado a la turbina 36 en una máquina de compresión que comprende dos etapas teóricas de compresión de la misma potencia, siendo la potencia total igual a la del compresor 40. La máquina de compresión incluye un enfriador intermedio que enfría el gas entre las etapas teóricas de compresión. La disposición obtenida de este modo proporciona un ahorro de potencia de 5,8 MW.
En la Figura 2 se muestra una segunda instalación 140 prevista para la realización de un segundo método según la invención.
El segundo método según la invención es análogo al primer método según la invención. Difiere del primer método según la invención en que comprende una etapa de extracción, en la corriente 102 de gas natural purificado comprimido, de una corriente 142 de recirculación.
El caudal molar de la corriente 142 de recirculación es de forma ventajosa inferior al caudal molar de la corriente 102 de gas natural purificado comprimido residual, tras la extracción de la corriente 142 de recirculación, en su introducción en la unidad 22 de licuado.
La corriente 142 de recirculación presenta una presión superior a 50 bar, concretamente superior a 80 bar, por ejemplo igual a 90 bar. Se introduce sucesivamente en el primer intercambiador 28 de calor, seguidamente en el segundo intercambiador 30 de calor para ser enfriada a una temperatura inferior a -90 °C, concretamente inferior a -95 °C, por ejemplo sustancialmente igual a -95,4 °C.
Después, la corriente 142 de recirculación se expande a una presión inferior a 50 bar, concretamente inferior a 30 bar, concretamente igual a 28,7 bar y se introduce en la columna 34 de separación entre la corriente 134 de reciclado y la corriente 92 de reflujo.
En la Figura 3 se muestra una tercera instalación 150 prevista para la realización de un tercer método según la invención.
La instalación 150 difiere de la primera instalación 10 en que incluye un sistema 152 de recogida y de recompresión de los gases de evaporación formados en el depósito 66.
El sistema 152 de recogida comprende una vasija 154 de protección y un aparato 156 de compresión que incluye una pluralidad de etapas teóricas 158 de compresión, separadas dos a dos por un enfriador 160.
Un segundo flujo 162 de gas de flash resultante de la evaporación del gas natural licuado en el depósito 66 se recoge en la cabeza del depósito 66, y después se introduce en el aparato 156 de compresión para ser comprimido a una presión superior a 25 bar, concretamente comprendida entre 26 bar y 70 bar, por ejemplo igual a 60 bar.
El segundo flujo 164 de gas de flash comprimido producido de este modo se separa en la corriente 20 de combustible y en la corriente 134 de reciclado, que se reintroduce en la columna 34 de separación, tras el enfriado en los intercambiadores 28, 30 de calor y la expansión en la válvula 136 de expansión.
De forma ventajosa, en el ejemplo representado en la Figura 3, la instalación 150 está desprovista de aparato 60 de expansión. El gas natural licuado comprimido 120 procedente de la unidad 24 de licuado se introduce directamente en el depósito 66 de gas natural licuado y se flashea en el depósito 66.
En la Figura 4 se muestra una cuarta instalación 170 prevista para la realización de un cuarto método según la invención.
La cuarta instalación 170 difiere de la primera instalación 10 en que el depósito 66 está equipado, como en la tercera instalación 150, con un sistema 152 de recogida de gases de evaporación.
En la realización del cuarto método según la invención, el primer flujo 132 de gas de flash comprimido y el segundo flujo 164 de gas de flash comprimido se mezclan antes de que la mezcla se separe en la corriente 20 de combustible y en la corriente 134 de reciclado.
Como sucedía anteriormente, la corriente 134 de reciclado se reintroduce en la columna 34 de separación tras el paso por los intercambiadores 28, 30 de calor, y la posterior expansión en la válvula 136 de expansión estática.
En la Figura 5 se muestra una quinta instalación 200 prevista para la realización de un quinto método según la invención.
El quinto método difiere del segundo método representado en la Figura 2 en que la totalidad del flujo gaseoso 84 recuperado de la vasija 32 forma la corriente 90 de alimentación de turbina enviada a la turbina 36 de expansión dinámica, sin separación.
Gracias a la invención que se acaba de describir, es posible mantener una composición sustancialmente constante del reflujo de la columna 34 de separación, lo que evita el efecto bola de nieve que se produce en las fluctuaciones de composición de la corriente 98 de cabeza extraída de la columna 34 de separación, en ausencia de aporte de la corriente 134 de reciclado.
Este método es por tanto a la vez simple y eficaz para mantener una concentración constante de extracción de etano, sin aumentar los costes de inversión o los costes operativos.
El consumo energético del método se detalla en la tabla siguiente.
[Tabla 3]
Como se indica en esta tabla, la potencia total consumida en presencia de un reflujo generado a partir de la corriente 134 de reciclado reduce significativamente la potencia consumida y la potencia especificada reducida al inicio de gas natural licuado producido por la instalación.

Claims (15)

  1. REIVINDICACIONES
    i. Método de extracción de etano en una corriente de gas natural (12) de salida, que incluye las etapas siguientes:
    -enfriamiento de la corriente de gas natural (12) de salida en al menos un primer intercambiador (28) de calor corriente arriba, para formar una corriente (80) de gas natural enfriado;
    -separación de la corriente (80) de gas natural enfriado en un flujo líquido (82) y en un flujo gaseoso (84);
    -expansión del flujo líquido (82) e introducción de al menos una corriente obtenida del flujo líquido (82) en una columna (34) de separación del metano y de los hidrocarburos en C2+, en un primer nivel (N1);
    -formación de una corriente (90) de alimentación de turbina a partir del flujo gaseoso (84);
    -expansión de la corriente (90) de alimentación de turbina en una turbina (36) de expansión dinámica e introducción de la corriente expandida (94) procedente de la turbina (36) de expansión dinámica en la columna (34) de separación en un segundo nivel (N2),
    -recuperación y compresión de al menos una parte de una corriente (98) de cabeza obtenida de la columna (34) de separación para formar una corriente (102) de gas natural purificado comprimido; -licuado de la corriente (102) de gas natural purificado comprimido en una unidad (24) de licuado para formar una corriente (120) de gas natural licuado bajo presión;
    -expansión flash de la corriente (120) de gas natural licuado bajo presión y recuperación de gas natural licuado expandido (18) en un depósito (66);
    -recuperación de al menos un flujo (126; 162) de gas de flash obtenido de la expansión de la corriente (120) de gas natural licuado bajo presión;
    -compresión del, o de cada, flujo (126; 162) de gas de flashcaracterizado porlas etapas siguientes: - introducción de una corriente de fondo rica en hidrocarburos en C2+ recuperada de la columna de separación en una columna (48) de fraccionamiento, y recuperación a partir de la columna (48) de fraccionamiento de un flujo (14) de etano;
    -separación del flujo (132; 164) de gas de flash comprimido en una corriente (20) de combustible y en una corriente (134) de reciclado;
    -enfriamiento y expansión al menos parcial de la corriente (134) de reciclado, y posteriormente introducción de la corriente de reciclado enfriada y expandida a una etapa teórica de cabeza de la columna (34) de separación.
  2. 2. Método según la reivindicación 1, en donde la concentración de metano de la corriente (134) de reciclado es superior al 90 % molar, concretamente superior al 95 % molar.
  3. 3. Método según una cualquiera de las reivindicaciones 1 o 2, en donde la introducción de la corriente (134) de reciclado se lleva a cabo en una prmera etapa teórica partiendo de la parte superior de la columna (34) de separación.
  4. 4. Método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde la corriente (134) de reciclado se introduce y enfría en el primer intercambiador (28) de calor por intercambio de calor con la corriente (98) de cabeza procedente de la columna (34) de separación.
  5. 5. Método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende la separación del flujo gaseoso (84) en la corriente (90) de alimentación de turbina, introducida en la turbina (36) de expansión dinámica, y en una corriente (92) de reflujo, introducida en la columna (34) de separación, más baja que la corriente (134) de reciclado, tras el enfriamiento en un segundo intercambiador (30) de calor corriente arriba, y expansión estática de la corriente (92) de reflujo, incluyendo opcionalmente el enfriamiento de la corriente (134) de reciclado el paso de la corriente (134) de reciclado por el segundo intercambiador (30) de calor.
  6. 6. Método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde la expansión de la corriente (134) de reciclado implica el paso de la corriente (134) de reciclado por una válvula (136) de expansión estática.
  7. 7. Método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde al menos una parte del gas natural (102) de cabeza purificado comprimido se pone en relación de intercambio térmico con el flujo (126) de gas de flash en un intercambiador (68) de calor corriente abajo.
  8. 8. Método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende la extracción en la corriente (102) de gas natural purificado comprimido, corriente arriba de la unidad (24) de licuado, de una corriente (142) de recirculación, enfriándose, expandiéndose e introduciéndose la corriente (142) de recirculación en la columna (34) de separación.
  9. 9. Método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde la corriente (120) de gas natural licuado bajo presión se expande en un dispositivo (60) de expansión dinámica o estática, y luego se introduce en una vasija (62) de flash, para ser separado en el gas natural licuado expandido (124) introducido en el depósito (66), y en un flujo de gas (126) de flash.
  10. 10. Método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde se forma al menos un flujo (162) de gas de flash en el depósito (66), al introducir el gas natural licuando expandido en el depósito (66).
  11. 11. Método según la reivindicación 10, en donde la corriente (120) de gas natural licuado bajo presión se introduce directamente en el depósito (66), sin pasar por una vasija (62) de flash.
  12. 12. Método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde la compresión de la corriente (98) de cabeza procedente de la columna (34) de separación se lleva a cabo en al menos un primer compresor (38) acoplado a la turbina (36) de expansión dinámica, luego en una máquina de compresión que comprende sucesivamente un segundo compresor, un enfriador del gas comprimido en el segundo compresor, y un tercer compresor, para formar la corriente de gas natural purificado comprimido.
  13. 13. Método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde un flujo (112) de cabeza procedente de la columna (48) de fraccionamiento se enfría y se condensa parcialmente, luego se introduce en una vasija (56) de cabeza, recuperándose el flujo (14) de etano en la cabeza de la vasija (56) de cabeza, reintroduciéndose el fondo de la vasija (56) de cabeza en reflujo en la columna (48) de fraccionamiento.
  14. 14. Método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde la totalidad del flujo gaseoso (84) procedente de la separación de la corriente (80) de gas natural enfriado forma la corriente (90) de alimentación de turbina, que se envía a la turbina (36) de expansión dinámica sin separación.
  15. 15. Instalación de extracción de etano a partir de una corriente de gas natural (12) de salida, que comprende:
    -al menos un primer intercambiador (28) de calor corriente arriba para enfriar la corriente de gas natural (12) de salida, para formar una corriente (80) de gas natural enfriado;
    -un separador para separar la corriente (80) de gas natural enfriado en un flujo líquido (82) y en un flujo gaseoso (84);
    -un dispositivo de expansión del flujo líquido (82);
    -una columna (34) de separación del metano y de los hidrocarburos en C2+ y un conjunto de introducción de al menos una corriente procedente del flujo líquido (82) expandido en la columna (34) de separación, en un primer nivel (N1);
    -un conjunto de formación de una corriente (90) de alimentación de turbina a partir del flujo gaseoso (84);
    -una turbina (36) de expansión dinámica para expandir la corriente (90) de alimentación de turbina y un conjunto de introducción de la corriente expandida (94) procedente de la turbina (36) de expansión dinámica en la columna (34) de separación en un segundo nivel (N2), -un conjunto de recuperación y compresión de al menos una parte de una corriente (98) de cabeza obtenida de la columna (34) de separación para formar una corriente (102) de gas natural purificado comprimido;
    -una unidad de licuado de la corriente (102) de gas natural purificado comprimido adecuado para formar una corriente (120) de gas natural licuado bajo presión;
    -un conjunto de expansión flash de la corriente (120) de gas natural licuado bajo presión y un depósito (66) de recuperación de gas natural licuado expandido (18);
    -un conjunto de recuperación de al menos un flujo de gas (126; 162) de flash obtenido de la expansión de la corriente (120) de gas natural licuado bajo presión;
    -un conjunto de compresión del, o de cada, flujo de gas (126; 162) de flashcaracterizado por: - una columna de fraccionamiento, un conjunto de introducción de una corriente de fondo rica en hidrocarburos en C2+ procedente de la columna de separación en la columna de fraccionamiento, y un conjunto de recuperación, a partir de la columna de fraccionamiento, de un flujo de etano; -un conjunto de separación del flujo (132; 164) de gas de flash comprimido en una corriente (20) de combustible y en una corriente (134) de reciclado;
    -un conjunto de enfriamiento y expansión al menos parcial de la corriente (134) de reciclado, y de introducción de la corriente de reciclado enfriada y expandida a una etapa teórica de cabeza de la columna (34) de separación.
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