WO2009004132A2 - Procédé de désacidification d'un gaz naturel mettant en oeuvre des hydroxydes doubles lamellaires - Google Patents

Procédé de désacidification d'un gaz naturel mettant en oeuvre des hydroxydes doubles lamellaires Download PDF

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    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Definitions

  • the present invention relates to the field of deacidification of natural gas.
  • Natural gas consists essentially of 25 to 99% vol. hydrocarbons, mainly methane, accompanied by hydrocarbons generally having between 2 and 6 carbon atoms. The presence of carbon dioxide (CO2) in proportions between 1 and 75% volume is often observed.
  • CO2 carbon dioxide
  • Other acidic impurities essentially sulfur compounds such as mercaptans, carbon oxysulfide (COS), hydrogen sulfide (H2S) may be present in concentrations ranging from a few ppm up to 50% vol. Natural gas is generally available at pressures and temperatures between 20 and 100 bar, and between
  • Deacidification of natural gas is generally carried out by washing with an absorbent solution.
  • alkanolamine-based absorbent solutions lies in their chemical instability, partly with respect to CO2, but especially with respect to oxygen.
  • absorbent solutions based on physical absorption such as, for example, chilled methanol or polyethylene glycols
  • a non-negligible co-absorption of methane is generally observed.
  • these absorbent solutions with character have limited efficacy in the absorption of acidic compounds.
  • a first step of removing the most acidic compounds such as 1 ⁇ 2S and CO2, followed by one or more finishing steps to remove other acidic compounds such as mercaptans and COS may be a washing of the gas with an aqueous alkanolamine solution for the removal of CO2 and H2S.
  • the finishing steps may consist in eliminating the mercaptans and the COS, by adsorption on molecular sieves or by washing the gas with a sodium hydroxide solution.
  • the present invention proposes to use an aqueous suspension comprising lamellar double hydroxides or mixed oxides resulting from the moderate heat treatment of HDL, in order to treat a natural gas.
  • the present invention relates to a method for treating a natural gas comprising acidic compounds of the group consisting of CO2, 1 ⁇ 2S, COS and mercaptans, in which a hydrocarbon fluid comprising at least one of the COS compounds is brought into contact with each other. and mercaptans lamellar double hydroxides with a mixture of water and one of the products of the group consisting of lamellar double hydroxides and mixed oxides from the moderate heat treatment of HDL, so that said mixture captures COS and mercaptans and to obtain a hydrocarbon fluid depleted in acidic compounds.
  • the hydrocarbon fluid may consist of said natural gas.
  • the natural gas can be deacidified by means of an absorbent solution so as to produce a gas depleted of CO2 and H2S.
  • the hydrocarbon fluid may consist of said gas depleted in CO2 and H2S.
  • the natural gas can be depleted of mercaptan by being contacted on a first molecular sieve operating alternately with a second sieve, the second molecular sieve being traversed by a regeneration gas to desorb the mercaptans.
  • the hydrocarbon fluid may consist of said regeneration gas loaded with mercaptans.
  • the natural gas is separated into a section comprising methane and ethane and at least one liquid cutter containing hydrocarbons heavier than ethane.
  • the hydrocarbon fluid may consist of said liquid cutter comprising hydrocarbons heavier than ethane.
  • COS and mercaptans-loaded products can be regenerated so as to release a gaseous effluent comprising carbon and sulfur compounds.
  • a first regeneration operation of said products can be carried out so as to release a first CO2-rich gaseous effluent, and then a second operation of regeneration of said products can be carried out in a manner to release a second gaseous effluent rich in sulfur compounds.
  • the process according to the invention makes it possible, thanks to the use of double lamellar hydroxides or mixed oxides resulting from the moderate thermal treatment of HDL, to simultaneously capture strongly acidic compounds such as CO2 or ⁇ 2S, and impurities such as COS and mercaptans whose acidity is much lower.
  • lamellar double hydroxides or mixed oxides resulting from the moderate heat treatment of HDL preferentially absorb CO2, 1 ⁇ 2S, COS and mercaptans, without absorbing methane.
  • FIG. 1 proposes a preferred embodiment of the invention
  • an absorbent mixture composed of an aqueous suspension of double lamellar hydroxides, commonly called “HDL", or mixed oxides resulting from the moderate heat treatment of HDL, is used to extract the acidic compounds during the treatment. natural gas.
  • HDL aqueous suspension of double lamellar hydroxides
  • the fluid arriving via line 1 may be natural gas, gas obtained after treatment, for example deacidification, dehydration of natural gas.
  • the fluid 1 may also be a regeneration gas of a molecular sieve used for the treatment of a natural gas.
  • the fluid 1 can be a liquid hydrocarbon fraction obtained by fractionation of a natural gas.
  • the fluid flowing in the duct 1 comprises hydrocarbons, as well as acidic compounds to be removed, such as CO2, H 2 S, COS or mercaptans.
  • This fluid can be gaseous or liquid
  • the fluid flowing in the duct 1 is brought into contact in the zone ZA with the absorbent mixture, defined above, arriving via the duct 2.
  • Conventional techniques for bringing gas / liquid into contact with each other. can be implemented: bubbling bed, column bubbles, column with trays, packed column, bulk or structured, stirred reactors.
  • HDLs are anionic clays.
  • the general formula characterizing the products of the HDL family is as follows: with:
  • M (II) representing a divalent cation which may be Mg 2+ , Mn 2+ , Fe 2+ , Co 2+ , Cu 2+ , Ni 2+ , Zn 2+ , etc.
  • M (III) representing a trivalent cation which may be Al 3+ , Cr 3+ ions
  • a representing a negatively charged complex that can be in particular a compensating anion such as CO 3 2 ' , OH “ , CT, SO 4 2" , BO 3 “ , F “ , Br “ , ClO 4 “ , [FeCN 6 ] 4 " or a DNA molecule.
  • the lamellar double hydroxides which are of a relative rarity in nature can be manufactured synthetically, for example by implementing the method described in the document FR 2 882 549.
  • the mixed oxides resulting from the moderate thermal treatment of HDL can be obtained in the following manner.
  • the amorphous mixed oxides are obtained by moderate heat treatment of HDL.
  • the treatment is carried out by heating the HDL at temperatures between 200 and
  • the compound obtained is an amorphous or very poorly crystallized oxide having the particular capacity to regenerate the HDL structure in the presence of an anion solution.
  • HDL or mixed oxides derived from the moderate heat treatment of HDL in suspension in water.
  • a mixture comprising 10 to 500 g of HDL or mixed oxides in suspension in 1 liter of water.
  • the acidic compounds contained in the fluid are absorbed by the HDL or the mixed oxides resulting from the moderate thermal treatment of HDL, dispersed in water.
  • Test 1 A suspension is prepared by mixing water and mixed oxides resulting from the moderate thermal treatment of HDL, the respective masses of each constituent representing respectively 95% and 5% by weight. 180 g of the mixture thus constituted are introduced into a closed reactor, regulated at a temperature of 30 ° C. A quantity of methyl mercaptan gas is introduced into the vapor phase of the reactor, this phase having a volume of 159 cm 3 . The methyl mercaptan partial pressure reaches 1.41 bar, following the introduction of the acid gas into the reactor. A decrease in the pressure in the reactor is then observed, to a partial pressure of 34 mbar.
  • Trial 2 A similar test in Run 1 is performed with COS. Using the assembly described above, the SOC is injected at 30 ° C. in order to have a partial pressure of 971 mbar above a water-mixed oxide suspension resulting from the moderate thermal treatment of the HDLs of composition 95-5% by weight. At equilibrium, a partial pressure in COS of 26 mbar is measured, which corresponds to an absorption of 97.3% of the COS introduced, ie an absorption capacity of 0.6 mmol of COS per gram of mixed oxides. from the moderate heat treatment of HDL.
  • the fluid depleted of acidic compounds is discharged through line 4.
  • the absorbent mixture composed of an aqueous suspension of HDL or mixed oxides resulting from the moderate heat treatment of HDL, loaded with acidic compounds can be sent via line 3 to the regeneration zone RE or to a storage location.
  • the regeneration can be carried out for example by a chemical agent or by a heat treatment, which makes it possible to release the acidic compounds absorbed by the HDL or the mixed oxides resulting from the moderate thermal treatment of HDL.
  • the acidic compounds released in gaseous form are discharged via line 5 and may, for example, be introduced into a Claus processing unit in order to be converted into elemental sulfur.
  • the aqueous suspension of HDL or mixed oxides resulting from the moderate heat treatment of HDL, freed from the acidic compounds is recycled via line 2 into the zone of contacting ZA.
  • HDL or mixed oxides resulting from the moderate heat treatment of HDL, loaded with acidic compounds can be selectively treated during regeneration in RE to separately release sulfur compounds and CO2.
  • the two acidic compounds are This regeneration mode is particularly interesting because the pure acid compounds thus released can be treated separately.
  • the effluent rich in sulfur-containing gases can be introduced into a Claus unit which works better than the effluent is rich in H2S.
  • the CO2-rich effluent can be injected into an underground reservoir.
  • FIGS. 2 to 4 incorporate the step of absorption, according to the invention, of the acid compounds by HDL or mixed oxides resulting from the moderate thermal treatment of the HDLs in aqueous suspension at different stages of the chain of natural gas treatment.
  • natural gas arriving via line 11 undergoes a deacidification treatment in unit DA1 by means of a conventional absorbent solution.
  • the natural gas is deacidified by contacting a solution comprising for example refrigerated alkanolamines, methanol and / or polyethylene glycols. It is possible to implement a deacidification process described by one of the following documents: FR 2 820 430, FR 2 605 241, FR 2 636 857 and FR 2 743 083.
  • the gas depleted of acidic compounds is discharged through line 12, then introduced into the treatment unit U1 which implements the method described with reference to FIG. 1.
  • the deacidification of the gas is completed by the use of HDL. .
  • the HDL or the mixed oxides resulting from the moderate heat treatment of HDL make it possible to efficiently remove the COS and the mercaptans which are hardly picked up by the conventional absorbent solutions.
  • the deacidified gas is discharged through line 13.
  • the acidic compounds separated from the gas in unit U1 are discharged through line 14.
  • natural gas arriving via line 21 undergoes a deacidification treatment in unit DA2 by means of a conventional absorbent solution.
  • the natural gas depleted of acidic compounds from DA2 via line 22 is contacted and passes through the molecular sieve Tl.
  • the sieve Tl adsorbs the mercaptans contained in the gas.
  • the deacidified gas is discharged through line 23.
  • the screen T1 runs alternately with the screen T2.
  • These sieves may consist of a zeolite type 3 or 4A, or 13X, or alumina or silica gel. When one sieve works in adsorption mode, the other is regenerated, then the roles are reversed.
  • the screen T2 is regenerated by sweeping a regeneration gas arriving via the conduit 24, for example a portion of the treated gas and coming from Tl via the conduit 23.
  • the regeneration gas makes it possible to desorb the mercaptans contained in the T2 sieve. After passing through the sieve T2, the regeneration gas loaded with mercaptans is sent via line 25 into the unit U2 which implements the process described in FIG. 1. Thus, the regeneration gas is effectively purified by removing the mercaptans. by means of HDL or mixed oxides resulting from the moderate thermal treatment of HDL in the aqueous phase.
  • the purified regeneration gas is discharged from U2 via line 26, the acid compounds separated from the gas by HDL or the mixed oxides resulting from the moderate heat treatment of HDL are evacuated via line 27.
  • the natural gas arriving via line 31 undergoes a deacidification treatment in unit DA3 by means of a conventional absorbent solution. Then the deacidified gas is dehydrated in the DH unit for example by means of a glycol process. A process described in document FR 2 740 468 may be used. The dehydrated gas is sent to degassing unit DG to separate the methane / ethane cut from the heavier hydrocarbons contained in the natural gas. The methane / ethane cut is removed via line 32.
  • the remaining fractions are separated in the fractionation unit F into different sections of recoverable hydrocarbons, for example a propane cut 33, a butane cut 34 and a cut comprising the pentanes 36 and the heavier hydrocarbons 37.
  • the mercaptans which do not have removed from the natural gas in the DA3 unit are found mainly in the propane section 33 and the butane section 34.
  • the propane section and / or the butane section can be treated in a unit which implements the process described in FIG. Figure 1.
  • the other liquid hydrocarbon cuts may undergo the same treatment. According to the scheme of FIG. 4, only the butane cut is introduced into the processing unit U3 which implements the process of FIG. 1.
  • the mercaptans are removed from the butane cut by means of the HDLs. or mixed oxides resulting from the moderate heat treatment of HDL, in aqueous suspension.
  • the mercaptan-depleted butane cut is removed via line 38.
  • the mercaptans separated from the liquid hydrocarbon cuts in unit U3 are discharged through line 35.
  • the method according to the invention described with reference to FIG. 1 can be used to treat any hydrocarbon fluid produced during the treatment of natural gas.

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Abstract

Le fluide circulant dans le conduit 1 comporte des hydrocarbures, ainsi que des composés acides à éliminer, tels que le CO2, l'Η2S, le COS ou des mercaptans. Le fluide circulant dans le conduit 1 est mis en contact dans la zone ZA avec une suspension aqueuse d'HDL ou d'oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL, arrivant par le conduit 2. La suspension aqueuse permet non seulement de capter le CO2 et l'Η2S, mais également le COS et les mercaptans. Le fluide appauvri en composés acides est évacué par le conduit 4. La suspension aqueuse chargée en composés acides est envoyée par le conduit 3 dans la zone de régénération RE.

Description

PROCEDE DE DESACIDIFICATION D'UN GAZ NATUREL METTANT EN OEUVRE DES HYDROXYDES DOUBLES LAMELLAIRES
La présente invention concerne le domaine de la désacidification du gaz naturel.
Le gaz naturel est essentiellement constitué de 25 à 99 % vol. d'hydrocarbures, essentiellement du méthane, accompagné d'hydrocarbures possédant généralement entre 2 et 6 atomes de carbone. La présence de dioxyde de carbone (CO2), dans des proportions comprises entre 1 et 75 % volume est souvent observée. D'autres impuretés acides, essentiellement des composés soufrés tels que les mercaptans, l'oxysulfure de carbone (COS), l'hydrogène sulfuré (H2S) peuvent être présents dans des concentrations allant de quelques ppm jusqu'à 50 % vol. Le gaz naturel est généralement disponible à des pressions et à des températures comprises entre 20 et 100 bars, et entre
200C et 600C.
La désacidification du gaz naturel est généralement réalisée par lavage avec une solution absorbante.
Cependant l'utilisation des solutions absorbantes usuelles présente différents inconvénients.
Le principal inconvénient des solutions absorbantes à base d'alcanolamines réside dans leur instabilité chimique, en partie vis-à-vis du CO2, mais surtout vis-à-vis de l'oxygène.
Concernant les solutions absorbantes basées sur une absorption physique, tels que par exemple le méthanol réfrigéré ou les polyéthylèneglycols, on constate généralement une co-absorption non négligeable de méthane. Par ailleurs, ces solutions absorbantes à caractère physique présentent une efficacité limitée dans l'absorption des composés acides.
Par ailleurs, la désacidification d'un gaz naturel impose souvent d'associer plusieurs étapes de traitement pour garantir l'élimination de toutes les impuretés acides. Par exemple, on met en oeuvre une première étape d'élimination des composés les plus acides tels que 1Η2S et le CO2, suivie d'une ou plusieurs étapes de finition afin d'éliminer les autres composés acides tels que les mercaptans et le COS. La première étape peut consister en un lavage du gaz avec une solution aqueuse d'alcanolamine permettant l'élimination du CO2 et de l'H2S. Les étapes de finition peuvent consister à éliminer les mercaptans et le COS, par adsorption sur des tamis moléculaires ou par lavage du gaz avec une solution à la soude.
La présente invention propose d'utiliser une suspension aqueuse comportant des hydroxydes doubles lamellaires ou des oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL, afin de traiter un gaz naturel.
La présente invention concerne un procédé de traitement d'un gaz naturel comportant des composés acides du groupe constitué du CO2, de 1Η2S, du COS et des mercaptans, dans lequel on met en contact un fluide hydrocarboné comportant au moins l'un des composés COS et mercaptans hydroxydes doubles lamellaires avec un mélange composé d'eau et de l'un des produits du groupe constitué par les hydroxydes doubles lamellaires et les oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL, de manière à ce que ledit mélange capte du COS et des mercaptans et à obtenir un fluide hydrocarboné appauvri en composés acides.
Selon l'invention, le fluide hydrocarboné peut être constitué dudit gaz naturel. Alternativement, le gaz naturel peut être désacidifïé au moyen d'une solution absorbante de manière à produire un gaz appauvri en CO2 et en H2S. Dans ce cas, le fluide hydrocarboné peut être constitué dudit gaz appauvri en CO2 et en H2S. Alternativement, le gaz naturel peut être appauvri en mercaptan en étant mis en contact sur un premier tamis moléculaire fonctionnant en alternance avec un deuxième tamis, le deuxième tamis moléculaire étant traversé par un gaz de régénération pour désorber les mercaptans. Dans ce cas, le fluide hydrocarboné peut être constitué dudit gaz de régénération chargé en mercaptans.
Alternativement, le gaz naturel est séparé en une coupe comportant du méthane et de l'éthane et au moins une coupe liquide comportant des hydrocarbures plus lourds que l'éthane. Dans ce cas, le fluide hydrocarboné peut être constitué de ladite coupe liquide comportant des hydrocarbures plus lourds que l'éthane.
On peut régénérer lesdits produits chargés en COS et mercaptans de manière à libérer un effluent gazeux comportant des composés carbonés et soufrés.
Dans le cas où le fluide hydrocarboné est chargé en CO2 et en H2S, on peut effectuer une première opération de régénération desdits produits de manière à libérer un premier effluent gazeux riche en CO2, puis on peut effectuer une deuxième opération de régénération desdits produits de manière à libérer un deuxième effluent gazeux riche en composés soufrés.
Le procédé selon l'invention permet, grâce à l'utilisation des hydroxydes doubles lamellaires ou des oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL, de capter simultanément les composés fortement acides comme le CO2 ou 1Η2S, et des impuretés comme le COS et les mercaptans dont l'acidité est bien plus faible. De plus, les hydroxydes doubles lamellaires ou les oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL, absorbent préférentiellement le CO2, 1Η2S, le COS et les mercaptans, sans absorber de méthane.
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention seront mieux compris et apparaîtront clairement à la lecture de la description faite ci-après en se référant aux dessins parmi lesquels :
- la figure 1 propose un mode de réalisation préféré de l'invention,
- les figures 2 à 4 proposent des variantes de réalisation de l'invention.
Selon l'invention, on utilise un mélange absorbant composé d'une suspension aqueuse d'hydroxydes doubles lamellaires, couramment nommés "HDL", ou d'oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL, pour extraire les composés acides au cours du traitement d'un gaz naturel.
Le procédé selon l'invention est décrit en référence à la figure 1. Le fluide arrivant par le conduit 1 peut être du gaz naturel, du gaz obtenu après traitement, par exemple désacidification, déshydratation du gaz naturel. Le fluide 1 peut également être un gaz de régénération d'un tamis moléculaire utilisé pour le traitement d'un gaz naturel. Alternativement, le fluide 1 peut être une coupe liquide d'hydrocarbures obtenue par fractionnement d'un gaz naturel.
Le fluide circulant dans le conduit 1 comporte des hydrocarbures, ainsi que des composés acides à éliminer, tels que le CO2, l'H2S, le COS ou des mercaptans. Ce fluide peut être gazeux ou liquide
En référence à la figure 1, le fluide circulant dans le conduit 1 est mis en contact dans la zone ZA avec le mélange absorbant, défini ci-dessus, arrivant par le conduit 2. Les techniques classiques de mise en contact de gaz/liquide/solide peuvent être mises en œuvre : lit bouillonnant, colonne à bulles, colonne à plateaux, colonne à garnissage, vrac ou structuré, réacteurs agités.
Les HDL sont des argiles anioniques. La formule générale caractérisant les produits de la famille des HDL est la suivante :
Figure imgf000007_0001
avec :
M(II) représentant un cation divalent pouvant être des ions Mg2+, Mn2+, Fe2+, Co2+, Cu2+, Ni2+, Zn2+, etc M(III) représentant un cation trivalent pouvant être des ions Al3+, Cr3+,
Fe3+, Mn3+, Co3+, etc. ; (des substitutions par des cations monovalents ou tétravalents peuvent être observées dans ces structures).
A représentant un complexe chargé négativement pouvant être notamment un anion compensateur tel que CO3 2', OH", CT, SO4 2", BO3 ", F", Br", ClO4 ", [FeCN6]4" ou une molécule d'ADN.
Les hydroxydes doubles lamellaires qui sont d'une relative rareté dans la nature peuvent être fabriqués par synthèse, par exemple en mettant en oeuvre le procédé décrit par le document FR 2 882 549.
Les oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL peuvent être obtenus de la manière suivante. Les oxydes mixtes amorphes sont obtenus par traitement thermique modéré des HDL. Le traitement est réalisé par chauffage des HDL à des températures comprises entre 200 et
6000C en fonction de la composition chimique du HDL de départ. Le composé obtenu est un oxyde amorphe ou très mal cristallisé présentant la capacité particulière à régénérer la structure HDL en présence d'une solution d'anions.
Selon l'invention, on utilise les HDL ou des oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL, en suspension dans de l'eau. On peut utiliser un mélange comportant de 10 à 500 g d'HDL ou d'oxydes mixtes en suspension dans 1 litre d'eau.
Dans la zone de mise en contact ZA, les composés acides contenus dans le fluide sont absorbés par les HDL ou les oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL, dispersés dans l'eau.
De façon inattendue, on a pu constater que la suspension aqueuse d'HDL ou d'oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL permet non seulement de capter le CO2 et 1Η2S, mais également le COS et les mercaptans. Les essais présentés ci-après montrent bien que les HDL ou les oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL en phase aqueuse ont effectivement une capacité à capter efficacement le COS et les mercaptans
Essai 1 : Une suspension est préparée par mélange d'eau et d'oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL, les masses respectives de chaque constituant représentant respectivement 95 % et 5 % poids. 180 g du mélange ainsi constitué sont introduits dans un réacteur fermé, régulé à une température de 30 0C. Une quantité de méthylmercaptan gazeux est introduite dans la phase vapeur du réacteur, cette phase ayant un volume de 159 cm3. La pression partielle en méthylmercaptan atteint 1,41 bar, suite à l'introduction du gaz acide dans le réacteur. On observe alors une diminution de la pression dans le réacteur, jusqu'à une pression partielle de 34 mbar.
En fin d'essai, 97,6% du méthyl mercaptan introduit ont été absorbés, ce qui correspond à une capacité d'absorption de 0,9 mmol de methyl mercaptan par gramme d'oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL.
Essai 2 : Un essai similaire à l'essai 1 est réalisé avec du COS. En utilisant le montage décrit précédemment, on injecte à 300C du COS afin d'avoir une pression partielle de 971 mbar au dessus d'une suspension eau-oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL de composition 95 - 5 % poids. A l'équilibre, on mesure une pression partielle en COS de 26 mbar, ce qui correspond à une absorption de 97,3 % du COS introduit, soit une capacité d'absorption de 0,6 mmol de COS par gramme d'oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL.
En référence à la figure 1, le fluide appauvri en composés acides est évacué par le conduit 4. Le mélange absorbant, composé d'une suspension aqueuse d'HDL ou d'oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL, chargé en composés acides, peut être envoyé par le conduit 3 dans la zone de régénération RE ou dans un lieu de stockage. Dans RE, la régénération peut être réalisée par exemple par un agent chimique ou par un traitement thermique, qui permet de libérer les composés acides absorbés par les HDL ou les oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL. Les composés acides libérés sous forme gazeuse sont évacués par le conduit 5 et peuvent par exemple être introduits dans une unité de traitement Claus pour être transformés en soufre élémentaire. La suspension aqueuse d'HDL ou d'oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL, débarrassée des composés acides est recyclée par le conduit 2 dans la zone de mise en contact ZA.
Lors de la mise en oeuvre du procédé selon l'invention pour traiter des effluents comportant au moins deux composés acides, comme par exemple 1Η2S et le CO2, les HDL ou les oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL, chargés en composés acides, peuvent être traités sélectivement lors de la régénération dans RE de manière à libérer séparément des composés soufrés et le CO2. Dans ce cas, les deux composés acides sont évacués séparément par les conduits 5 et 6. Ce mode de régénération est particulièrement intéressant car les composés acides purs ainsi libérés peuvent être traités séparément. Par exemple, l'effluent riche en gaz soufrés peut être introduit dans une unité Claus qui fonctionne d'autant mieux que l'effluent est riche en H2S. L'effluent riche en CO2 peut être injecté dans un réservoir souterrain.
Les procédés schématisés par les figures 2 à 4 intègrent l'étape d'absorption, selon l'invention, des composés acides par des HDL ou d'oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL en suspension aqueuse à différentes étapes de la chaîne de traitement de gaz naturel.
En référence à la figure 2, le gaz naturel arrivant par le conduit 11 subit un traitement de désacidification dans l'unité DAl au moyen d'une solution absorbante conventionnelle. Par exemple, on désacidifie le gaz naturel par mise en contact avec une solution comportant par exemple des alcanolamines, du méthanol réfrigérés et/ou des polyéthylèneglycols. On peut mettre en oeuvre un procédé de désacidification décrit par l'un des documents suivants : FR 2 820 430, FR 2 605 241, FR 2 636 857 et FR 2 743 083.
Le gaz appauvri en composés acides est évacué par le conduit 12, puis introduit dans l'unité de traitement Ul qui met en oeuvre le procédé décrit en référence à la figure 1. Ainsi, on complète la désacidification du gaz par l'utilisation des HDL. Dans ce cas, les HDL ou les oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL permettent de retirer efficacement le COS et les mercaptans qui sont difficilement captés par les solutions absorbantes conventionnelles. Le gaz désacidifie est évacué par le conduit 13. Les composés acides séparés du gaz dans l'unité Ul sont évacués par le conduit 14. En référence à la figure 3, le gaz naturel arrivant par le conduit 21 subit un traitement de désacidification dans l'unité DA2 au moyen d'une solution absorbante conventionnelle.
Le gaz naturel appauvri en composés acides issu de DA2 par le conduit 22 est mis en contact et traverse le tamis moléculaire Tl. Le tamis Tl permet d'adsorber les mercaptans contenus dans le gaz. Le gaz désacidifïé est évacué par le conduit 23. Le tamis Tl fonctionne en alternance avec le tamis T2. Ces tamis peuvent être constitués d'une zéolite de type 3 ou 4A, ou encore 13X, ou d'alumine ou de gel de silice. Lorsque l'un des tamis travaille en mode adsorption, l'autre est régénéré, puis les rôles sont inversés. Sur la figure 3, le tamis T2 est régénéré par balayage d'un gaz de régénération arrivant par le conduit 24, par exemple une portion du gaz traité et issu de Tl par le conduit 23. Le gaz de régénération permet de désorber les mercaptans contenus dans le tamis T2. Après passage dans le tamis T2, le gaz de régénération chargé en mercaptans est envoyé par le conduit 25 dans l'unité U2 qui met en oeuvre le procédé décrit par la figure 1. Ainsi, on purifie efficacement le gaz de régénération en retirant les mercaptans au moyen des HDL ou d'oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL en phase aqueuse. Le gaz de régénération purifié est évacué de U2 par le conduit 26, les composés acides séparés du gaz par les HDL ou les oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL sont évacués par le conduit 27.
En référence à la figure 4, le gaz naturel arrivant par le conduit 31 subit un traitement de désacidification dans l'unité DA3 au moyen d'une solution absorbante conventionnelle. Puis le gaz désacidifié est déshydraté dans l'unité DH par exemple au moyen d'un procédé au glycol. On peut mettre en oeuvre un procédé décrit par le document FR 2 740 468. Le gaz déshydraté est envoyé dans l'unité de dégazolinage DG pour séparer la coupe méthane/éthane des hydrocarbures plus lourds contenus dans le gaz naturel. La coupe méthane/éthane est évacuée par le conduit 32. Les hydrocarbures restants sont séparés dans l'unité de fractionnement F en différentes coupes d'hydrocarbures valorisables, par exemple une coupe propane 33, une coupe butane 34 et une coupe comportant les pentanes 36 et les hydrocarbures plus lourds 37. Les mercaptans qui n'ont pas été retirés du gaz naturel dans l'unité DA3 se retrouvent majoritairement dans la coupe propane 33 et la coupe butane 34. De préférence, la coupe propane et/ou la coupe butane peuvent être traitées dans une unité qui met en oeuvre le procédé décrit en référence à la figure 1. Les autres coupes d'hydrocarbures liquide peuvent subir le même traitement. Selon le schéma de la figure 4, seule la coupe butane est introduite dans l'unité de traitement U3 qui met en oeuvre le procédé de la figure 1. Dans l'unité U3, les mercaptans sont retirés de la coupe butane au moyen des HDL ou d'oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des HDL, en suspension aqueuse. La coupe butane appauvrie en mercaptans est évacuée par le conduit 38. Les mercaptans séparés des coupes hydrocarbures liquides dans l'unité U3 sont évacués par le conduit 35.
De manière générale, on peut mettre en oeuvre le procédé selon l'invention décrit en référence à la figure 1 pour traiter tout fluide hydrocarboné produit lors du traitement du gaz naturel.

Claims

REVENDICATIONS
1) Procédé de traitement d'un gaz naturel comportant des composés acides du groupe constitué du CO2, de 1Η2S, du COS et des mercaptans, dans lequel on met en contact un fluide hydrocarboné comportant au moins l'un des composés COS et mercaptans, avec un mélange composé d'eau et de l'un des produits du groupe constitué par les hydroxydes doubles lamellaires et les oxydes mixtes issus du traitement thermique modéré des hydroxydes doubles lamellaires, de manière à ce que ledit mélange capte du COS et des mercaptans et à obtenir un fluide hydrocarboné appauvri en composés acides.
2) Procédé selon la revendication 1, dans lequel le fluide hydrocarboné est constitué dudit gaz naturel.
3) Procédé selon la revendication 1, dans lequel le gaz naturel est désacidifié au moyen d'une solution absorbante de manière à produire un gaz appauvri en CO2 et en H2S, le fluide hydrocarboné est constitué dudit gaz appauvri en CO2 et en H2S.
4) Procédé selon la revendication 1, dans lequel le gaz naturel est appauvri en mercaptan en étant mis en contact sur un premier tamis moléculaire fonctionnant en alternance avec un deuxième tamis, le deuxième tamis moléculaire étant traversé par un gaz de régénération pour désorber des mercaptans, le fluide hydrocarboné étant constitué dudit gaz de régénération chargé en mercaptans. 5) Procédé selon la revendication 1, dans lequel le gaz naturel est séparé en une coupe comportant du méthane et de l'éthane et au moins une coupe liquide comportant des hydrocarbures plus lourds que l'éthane, le fluide hydrocarboné étant constitué de ladite coupe liquide comportant des hydrocarbures plus lourds que l'éthane.
6) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on régénère lesdits produits chargés en COS et mercaptans de manière à libérer un effluent gazeux comportant des composés carbonés et soufrés.
7) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le fluide hydrocarboné est chargé en CO2 et en H2S et dans lequel on effectue une première opération de régénération desdits produits de manière à libérer un premier effluent gazeux riche en CO2, puis on effectue une deuxième opération de régénération desdits produits de manière à libérer un deuxième effluent gazeux riche en composés soufrés.
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