Procedimiento e instalación de tratamiento de gas natural de carga para obtener gas natural tratado y una fracción de hidrocarburos C5+.

Procedimiento de tratamiento de un gas natural de carga (12) secado y descarbonatado para obtener un gas natural tratado (14) destinado a licuarse y una fracción (16) de hidrocarburos C5

+,

comprendiendo el procedimiento

las etapas siguientes:

- enfriamiento del gas natural de carga (12) en un primer intercambiador térmico (20) para formar una corriente de carga preenfriada (54).

- introducción de la corriente de carga preenfriada (54) en un primer depósito separador (22) para formar una corriente gaseosa (56) preenfriada y, eventualmente, una corriente líquida (58) preenfriada;

- expansión dinámica de la corriente de gas preenfriada (56) en una turbina de expansión (24) e introducción de la corriente expandida (60) procedente de la turbina de expansión (24) en una primera columna (26) de purificación;

- eventualmente, la expansión de la corriente de líquido preenfriada (58) e introducción en la primera columna (26);

- producción en la cabeza de la primera columna (26) de un gas natural de cabeza purificado (70);

- recuperación en el fondo de la primera columna (26) de un gas natural licuado (74) de fondo;

- introducción del gas licuado de fondo (74) en una segunda columna de eliminación de los hidrocarburos C5 +;

- producción en el fondo de la segunda columna (30) de una fracción (16) de hidrocarburos;

- producción, en la cabeza de la segunda columna (30) de una corriente de gas (86) de cabeza de columna e introducción de la corriente gaseosa (86) de cabeza de columna en un segundo depósito separador (40) para formar una corriente líquida (100) de la parte inferior y una corriente gaseosa (90) de cabeza;

- introducción de una primera parte (102) de la corriente líquida de la parte inferior (100) en reflujo dentro de la segunda columna (30) e introducción de una segunda parte (104) de la corriente líquida de la parte inferior (100) en reflujo dentro de la primera columna (26);

- inyección de por lo menos una parte de la corriente gaseosa de cabeza (90) procedente del segundo recipiente separador (40) dentro del gas natural de cabeza purificado (70) para formar el gas natural tratado (14), comprendiendo el procedimiento las etapas siguientes:

* recalentamiento del gas natural de cabeza purificado (70) procedente de la primera columna (26) en el primer intercambiador térmico (20) por intercambio térmico con el gas natural de carga (12);

* expansión del gas licuado natural de fondo (74) procedente de la primera columna antes de su introducción en la segunda columna (30);

* compresión de la corriente gaseosa (86) de cabeza de columna en un primer compresor (38) y enfriamiento antes de su introducción en el segundo depósito separador (40);

caracterizado porque la fracción de hidrocarburos (16) es una fracción de hidrocarburos C5

+, porque durante la

etapa de expansión dinámica, la corriente gaseosa preenfriada (56) se expande hasta una presión superior a 35 bar, ventajosamente superior a 40 bar, más ventajosamente superior a 44 bar, y

porque la presión en la segunda columna (30) es inferior a 25 bar, ventajosamente inferior a 20 bar, más ventajosamente inferior a 15 bar, y porque comprende una relación de intercambio térmico en un segundo intercambiador térmico (28) de la segunda parte (104) de la corriente líquida de la parte inferior (100) con el gas natural licuado de fondo (74) procedente de la primera columna (26).

Procedimiento e instalación de tratamiento de gas natural de carga para obtener gas natural tratado y una fracción de hidrocarburos Cs+

La presente invención se refiere a un procedimiento de tratamiento de gas natural de carga secado y descarbonatado para obtener un gas natural a licuar y una fracción de hidrocarburos Cs+ según el preámbulo de la reivindicación 1.

Dicho procedimiento está destinado a utilizarse en nuevas unidades de tratamiento de gas natural aguas arriba de una unidad de licuefacción o para modificar las unidades de tratamiento existentes a fin de mejorar la seguridad.

En particular, dicho procedimiento es apto para la producción de gas natural en plataformas flotantes de producción, almacenamiento y descarga, designadas por el acrónimo inglés "FPSO" ("Floating Production Storage and Off- loadintf'). Dichas FPSO permiten la producción de gas natural a partir de yacimientos en aguas profundas, dispuestos en particular en el fondo de cuerpos de agua tales como lagos, mares u océanos.

Para facilitar el transporte de gas natural extraído de un yacimiento, se conoce su licuefacción para reducir su volumen y permitir su transporte por barco. Antes de proceder a la licuefacción, se debe tratar el gas natural producido para eliminar diversos compuestos.

En particular, se debe reducir el contenido de dióxido de carbono a menos de 5 ppm, el contenido de agua debe serían bajo como sea posible y generalmente inferior a 1 ppm, y el contenido de compuestos de azufre, tales como los mercaptanos, debe ser bajo. En particular, la concentración de sulfuro de hidrógeno se ajusta generalmente a menos de 1 ppm y la concentración de los otros compuestos de azufre debe ser inferior a 3 ppm.

Para eliminar los compuestos ácidos, dióxido de carbono y los mercaptanos, se realiza un lavado con un disolvente tal como una disolución acuosa de aminas. Para eliminar el agua, se utilizan generalmente tamices moleculares.

Además, el gas natural extraído contiene, por lo general, una pequeña cantidad de compuestos de hidrocarbúricos pesados, tales como hidrocarburos Cs+ tales como el benceno.

Dichos compuestos C5+ se deben eliminar del gas natural antes de la licuefacción para no provocar la obstrucción en el intercambiador principal de licuefacción de gas y los equipos dispuestos aguas abajo.

Convencionalmente se conoce, por ejemplo, la realización de dicha eliminación por destilación criogénica. Dicha destilación comprende generalmente unas etapas de enfriamiento del gas de carga en una serie de intercambiadores que utilizan un refrigerante de propano y la alimentación de una primera columna de fraccionamiento.

El procedimiento comprende a continuación la destilación en una columna que funciona generalmente a una presión superior a 4 bar, a la que se hace referencia generalmente con el término inglés "scrub columrí'.

Tras ello, la cabeza de la columna se condensa parcialmente en un intercambiador utilizando un refrigerante más volátil que el propano, antes de utilizar un procedimiento en cascada, en una serie de tres columnas, para producir una mezcla gaseosa rica en C2, propano, butano y una fracción de hidrocarburos Cs+.

Otros procedimientos de tratamiento se describen por ejemplo en los documentos US n.° 7.1.937, WO 2/14242 o WO 2/14763.

Dichos procedimientos se pueden optimizar térmicamente para alcanzar una eliminación completa de los hidrocarburos C5+ con un buen rendimiento energético.

Sin embargo, dichos procedimientos no resultan completamente satisfactorios, en particular cuando deben aplicarse en un espacio pequeño tal como una plataforma flotante marina y/o en entornos en los las restricciones de seguridad son elevadas, tales como por ejemplo las zonas urbanas.

En este sentido, la utilización de refrigerantes hidrocarbúricos, tales como propano o butano y, en particular, la presencia de almacenamientos destinados a proporcionar dichos refrigerantes provoca un problema de seguridad, en particular teniendo en cuenta su exploslvldad.

Por lo tanto, un objetivo de la presente Invención es obtener un procedimiento para tratar gas natural de carga destinado a eliminar los hidrocarburos C5+, teniendo en cuenta una licuefacción posterior, que resulte particularmente compacto y seguro, a fin de permitir en particular su aplicación en una plataforma flotante o en entornos sensibles.

Para ello, la presente invención tiene como objetivo un procedimiento según la reivindicación 1.

El procedimiento según la presente invención puede comprender una o más de las características de las reivindicaciones 2 a 11. Puede comprender las características siguientes:

- el contenido de hidrocarburos C4 en la corriente rica en hidrocarburos C5+ es inferior a un 1 % molar,

- el contenido de hidrocarburos C3 en la corriente rica en hidrocarburos C5+ es inferior a un 1 % molar,

- la presión de vapor de la corriente de hidrocarburos C5+ es inferior a 1 bar, ventajosamente inferior o igual a ,8 bar, y

- el primer ¡ntercamblador térmico es un intercamblador térmico de dos flujos.

La presente Invención tiene como objetivo asimismo una instalación según la reivindicación 12.

La instalación según la presente invención puede comprender una o más de las características de las reivindicaciones 13 a 15. Puede comprender las características siguientes:

- el primer ¡ntercamblador térmico, ventajosamente el segundo intercambiador térmico y el tercer intercambiador térmico son de tipo haz tubular y se realizan de acero;

- la primera columna y la segunda columna presentan lechos de material de relleno estructurado;

- el primer depósito separador, el segundo depósito separador, y los fondos de la primera columna y de la segunda columna presentan deflectores para evitar los movimientos de las oscilaciones del líquido.

La presente invención se comprenderá mejor mediante la lectura de la descripción siguiente, proporcionada únicamente a título de ejemplo, haciendo referencia a los dibujos adjuntos, entre los que:

- la figura 1 es un diagrama funcional de una primera instalación según la presente invención para la aplicación de un primer procedimiento según la presente Invención;

- la figura 2 es una vista análoga a la figura 1 de una segunda instalación según la presente invención para la aplicación de un segundo procedimiento según la presente invención;

- la figura 3 es una vista análoga a la figura 1 de una tercera instalación según la presente invención para la aplicación de un tercer procedimiento según la presente invención.

De ahora en adelante, se indicará con una misma referencia una corriente que circule en un conducto y el conducto que transporta la misma.

Además, excepto cuando se indique lo contrario, todos los porcentajes indicados son porcentajes molares y las presiones se proporcionan en bar absolutos.

En la figura 1 se representa una primera instalación de procesamiento 1 según la presente invención.

Dicha instalación 1 está destinada tratar una corriente gas natural de carga 12 secada y descarbonatada para eliminar los hidrocarburos C5+. Permite producir un gas natural tratado 14 destinado a comprimirse, a continuación licuarse en una unidad de licuefacción de gas natural (no representada) dispuesta aguas abajo de la instalación y una fracción 16 de hidrocarburos Cs+.

La instalación 1 comprende de aguas arriba a aguas abajo en la figura 1, un primer intercambiador térmico 2, un primer depósito separador 22, una turbina de expansión dinámica 24 y una primera columna 26 de purificación.

La instalación 1 comprende además, aguas abajo de la columna de purificación 26, un segundo intercambiador térmico 28, una segunda columna 3 de recuperación de los hidrocarburos C5+ provistos de un intercambiador de evaporación 32.

La instalación 1 comprende, aguas abajo de la columna de recuperación 3, un intercambiador térmico de fondo 34 y un intercambiador térmico de cabeza 36 dispuestos aguas abajo de un primer compresor 38.

La instalación 1 comprende asimismo un segundo depósito separador 4, un segundo compresor 42 acoplado a la turbina de expansión dinámica 24, un primer intercambiador térmico aguas abajo 44, un tercer compresor 46 y un segundo intercambiador térmico aguas abajo 48.

Según la presente invención, la primera columna 26 comprende menos de seis niveles, ventajosamente menos de cuatro niveles teóricos de fraccionamiento para simplificar su estructura. Comprende ventajosamente dos niveles teóricos de fraccionamiento.

Los depósitos 22, 4 y los fondos de las columnas 26, 3 presentan unos deflectores... [Seguir leyendo]

1. Procedimiento de tratamiento de un gas natural de carga (12) secado y descarbonatado para obtener un gas natural tratado (14) destinado a licuarse y una fracción (16) de hidrocarburos Cs+, comprendiendo el procedimiento las etapas siguientes:

- enfriamiento del gas natural de carga (12) en un primer intercambiador térmico (2) para formar una corriente de carga preenfriada (54).

- introducción de la corriente de carga preenfriada (54) en un primer depósito separador (22) para formar una corriente gaseosa (56) preenfriada y, eventualmente, una corriente líquida (58) preenfriada;

- expansión dinámica de la corriente de gas preenfriada (56) en una turbina de expansión (24) e introducción de la corriente expandida (6) procedente de la turbina de expansión (24) en una primera columna (26) de purificación;

- eventualmente, la expansión de la corriente de líquido preenfriada (58) e introducción en la primera columna (26);

- producción en la cabeza de la primera columna (26) de un gas natural de cabeza purificado (7);

- recuperación en el fondo de la primera columna (26) de un gas natural licuado (74) de fondo;

- introducción del gas licuado de fondo (74) en una segunda columna de eliminación de los hidrocarburos Cs+;

- producción en el fondo de la segunda columna (3) de una fracción (16) de hidrocarburos;

- producción, en la cabeza de la segunda columna (3) de una corriente de gas (86) de cabeza de columna e introducción de la corriente gaseosa (86) de cabeza de columna en un segundo depósito separador (4) para formar una corriente líquida (1) de la parte inferior y una corriente gaseosa (9) de cabeza;

- introducción de una primera parte (12) de la corriente líquida de la parte inferior (1) en reflujo dentro de la segunda columna (3) e introducción de una segunda parte (14) de la corriente líquida de la parte Inferior (1) en reflujo dentro de la primera columna (26);

- Inyección de por lo menos una parte de la corriente gaseosa de cabeza (9) procedente del segundo recipiente separador (4) dentro del gas natural de cabeza purificado (7) para formar el gas natural tratado (14),

comprendiendo el procedimiento las etapas siguientes:

recalentamlento del gas natural de cabeza purificado (7) procedente de la primera columna (26) en el primer intercambiador térmico (2) por intercambio térmico con el gas natural de carga (12);

expansión del gas licuado natural de fondo (74) procedente de la primera columna antes de su introducción en la

segunda columna (3);

compresión de la corriente gaseosa (86) de cabeza de columna en un primer compresor (38) y enfriamiento antes de su introducción en el segundo depósito separador (4);

caracterizado porque la fracción de hidrocarburos (16) es una fracción de hidrocarburos C5+, porque durante la etapa de expansión dinámica, la corriente gaseosa preenfriada (56) se expande hasta una presión superior a 35 bar, ventajosamente superior a 4 bar, más ventajosamente superior a 44 bar, y

porque la presión en la segunda columna (3) es inferior a 25 bar, ventajosamente inferior a 2 bar, más ventajosamente inferior a 15 bar, y porque comprende una relación de intercambio térmico en un segundo intercambiador térmico (28) de la segunda parte (14) de la corriente líquida de la parte inferior (1) con el gas natural licuado de fondo (74) procedente de la primera columna (26).

2. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque la temperatura de la corriente gaseosa preenfriada (56) tras pasar por la turbina de expansión (24) es superior a la temperatura de extracción del gas natural cabeza purificado (7) en la cabeza de la primera columna (26).

3. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el segundo intercambiador térmico es un intercambiador térmico de dos flujos

4. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado p orque comprende la extracción de una fracción (132) de la corriente gaseosa de cabeza (9) del segundo depósito separador (4) y la introducción de la fracción extraída (132) en la segunda parte (14) de la corriente líquida de fondo (1) procedente del segundo depósito separador (4).

5. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque la corriente gaseosa (86) de cabeza procedente de la segunda columna (3) se dispone en relación de intercambio térmico, tras su compresión en el primer compresor (38) con el gas natural licuado (74) de fondo de la primera columna (26) en un tercer intercambiador térmico (52), siendo ventajosamente el tercer intercambiador térmico un intercambiador térmico de dos flujos.

6. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque comprende una etapa de extracción de una corriente secundaria (112) en la segunda parte (14) de la corriente líquida de la parte inferior (1), antes de su introducción en la primera columna (26), y la introducción de la corriente secundaria (112) en la corriente de gas natural de cabeza purificada procedente de la primera columna (26).

7. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado p orque la totalidad de la corriente de gas preenfriada (56) procedente del primer depósito separador (22) se introduce en la turbina de expansión dinámica (24).

8. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el número de niveles teóricos de la primera columna (26) es inferior a 4.

9. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el gas natural de carga (12) se enfría exclusivamente por intercambio térmico con el gas natural de cabeza purificado (7) procedente de la primera columna (26) sin aporte alguno de frigorías de un ciclo de refrigeración exterior.

1. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque la presión de vapor de la corriente de hidrocarburos Cs+ es inferior a 1 bar, ventajosamente inferior o igual a ,8 bar.

11. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el primer intercambiador térmico (2) es un intercambiador térmico de dos flujos.

12. Instalación (1; 13; 15) de tratamiento de un gas natural de carga (12) secado y descarbonatado para obtener un gas natural tratado (14) destinado a licuarse y una fracción de hidrocarburos Cs+, siendo la instalación del tipo que comprende:

- unos medios de enfriamiento del gas natural de carga (12) para formar una corriente de carga preenfriada (54) que comprende un primer intercambiador térmico (2);

- un primer depósito separador (22) para formar una corriente gaseosa preenfriada (56) y, eventualmente, una corriente líquida (58) preenfriada;

- unos medios de introducción de la corriente de carga preenfriada (54) en el primer depósito separador (22);

- una turbina de expansión dinámica de la corriente de gas preenfriada (56);

- una primera columna (26) de purificación;

- unos medios de introducción de la corriente expandida (6) procedente de la turbina de expansión (24) en una primera columna (26);

- eventualmente unos medios de expansión y de introducción en la primera columna (24) de corriente de líquida preenfriada (58);

- unos medios de recuperación en la cabeza de la primera columna (26) de un gas natural de cabeza purificado (7);

- unos medios de recuperación en el fondo de la primera columna (26) de un gas natural licuado (74) de fondo;

- una segunda columna (3) de eliminación de los hidrocarburos C5+;

- unos medios de introducción del gas licuado de fondo (74) en la segunda columna (3);

- unos medios de recuperación en el fondo de la segunda columna (3) de una fracción (16) de hidrocarburos;

- unos medios de recuperación en la cabeza de la segunda columna (3) de una corriente gaseosa (86) de cabeza

de columna;

- un segundo depósito separador (4);

- unos medios de introducción de la corriente gaseosa de cabeza de columna (86) en el segundo depósito separador (4) para formar una corriente líquida de la parte inferior (1) y una corriente gaseosa de cabeza (9);

- unos medios de introducción de una primera parte (12) de la corriente líquida de la parte inferior (1) en reflujo dentro de la segunda columna (3) y unos medios de introducción de una segunda parte (14) de la corriente líquida de la parte inferior (1) en reflujo dentro de la primera columna (26);

- unos medios inyección de por lo menos una parte de la corriente gaseosa de cabeza (9) procedente del segundo recipiente separador (4) dentro del gas natural de cabeza purificado (7) para formar la corriente gas natural tratado (14),

comprendiendo la instalación:

unos medios de introducción del gas natural de cabeza purificado (7) procedente de la primera columna (26) en el primer ¡ntercambiador térmico (2) para calentar el gas natural de cabeza purificado procedente de la primera columna (26) en el primer ¡ntercambiador térmico (2) por intercambio térmico con el gas natural de carga (12);

unos medios (76) de expansión del gas licuado natural de fondo (74) procedente de la primera columna (26) antes de su introducción en la segunda columna (3);

unos medios de compresión de la corriente gaseosa (86) de cabeza de columna antes de su introducción en el segundo depósito separador (4) que comprenden un primer compresor (38);

caracterizado porque la fracción de hidrocarburos es una fracción de hidrocarburos C5+, porque la turbina de expansión dinámica (56) es apta para expandir la corriente de gas preenfriada (56) a una presión inferior a 35 bar, ventajosamente superior a 4 bar, más ventajosamente superior a 44 bar y porque la presión en la segunda columna (3) es inferior a 25 bar, ventajosamente inferior a 2 bar, más ventajosamente inferior 15 bar, y porque comprende un segundo ¡ntercambiador térmico (28) apto para disponer en relación de intercambio térmico el gas natural licuado de fondo (74) procedente de la primera columna con la segunda parte (14) de la corriente líquida de fondo (1) procedente del segundo depósito separador (4).

13. Instalación (1; 13; 15) según la reivindicación 12, caracterizada porque el segundo intercambiador térmico es un intercambiador térmico de dos flujos.

14. Instalación (13; 15) según cualquiera de las reivindicaciones 12 o 13, caracterizada porque comprende unos 5 medios de extracción de por lo menos una parte de la corriente gaseosa de cabeza (9) procedente del segundo

depósito separador (4) para Introducir la mezcla en la segunda parte (14) de la corriente líquida de fondo (9) procedente del segundo depósito separador (4).

15. Instalación (15) según cualquiera de las reivindicaciones 12 a 14, caracterizada porque comprende un tercer 1 intercambiador térmico (152) apto para disponer en relación de intercambio térmico la corriente gaseosa de cabeza

comprimida (88) procedente de la segunda columna (3) y el gas natural licuado de fondo (74) procedente de la primera columna (26), siendo ventajosamente el tercer intercambiador térmico un intercambiador térmico de dos flujos.