FR 2893627 A1 20070525 FR 0511697 A 20051118 PROCEDE POUR L'AJUSTEMENT DU POUVOIR CALORIFIQUE SUPERIEUR DU GAZ DANS LA CHAINE DU GNL 10 DOMAINE TECHNIQUE L'invention a pour objet un nouveau procédé pour l'ajustement du pouvoir calorifique supérieur du gaz dans la chaîne du GNL. ETAT DE LA TECHNIQUE Le gaz naturel est essentiellement utilisé comme combustible dans des brûleurs 15 des chaudières, des turbines à gaz pour la production d'électricité ou, plus simplement, dans les cuisinières domestiques. Tous ces équipements doivent pouvoir brûler le gaz de façon sûre et fiable. II est donc essentiel que les caractéristiques de combustion de ce gaz soient constantes pour être durablement compatibles avec les équipements des utilisateurs. 20 L'une des propriétés principales du gaz nécessaire à la définition des brûleurs est son Pouvoir Calorifique Supérieur (PCS). Il s'agit de la puissance thermique dégagée lors de la combustion. Il se mesure en kcal/Nm3 ou, en unité anglo-saxonne, en BTU/scf. L'une des sources d'approvisionnement en gaz des pays consommateurs est le 25 Gaz Naturel Liquéfié (GNL) produit à partir des gisements par des usines de liquéfaction. Celles-ci ont aujourd'hui pour principaux débouchés les pays d'Extrême-Orient, principalement le Japon, la Corée du Sud et Taiwan. Ces pays ont en commun d'utiliser des gaz dont le PCS est élevé (de l'ordre de 1150 à 1250 BTU/scf). Les Etats-Unis et le Royaume-Uni deviennent depuis quelques années des 30 importateurs importants de GNL et on peut prévoir une forte augmentation de leur demande dans les prochaines années. Dans ces deux pays, les réseaux distribuent des gaz naturels dont le PCS est nettement plus faible que celui des pays traditionnellement importateurs. Une revue complète est proposée dans "Differing market quality specs challenge LNG producers", Y. Bramoullé, P. Morin, J. P. 35 Capelle (Total) Oil and Gas Journal, 11 octobre 2004. Le gaz naturel est un mélange d'hydrocarbures comprenant principalement du méthane, de l'éthane, du propane, du butane et quelques traces d'hydrocarbures plus lourds. Tous ces constituants n'ont pas le même PCS si bien que le PCS du gaz R\Brevets\24100\24139-054117-TXTFR doc - 17 novembre 2005 - 1!19 dépend de sa composition. Le PCS d'un hydrocarbure est fonction de la longueur de sa chaîne de carbone; plus la chaîne est longue, plus le PCS est élevé. A l'opposé, un gaz non combustible possède un PCS nul. Un gaz naturel aura en conséquence un PCS d'autant plus élevé que sa teneur en hydrocarbures lourds est plus importante. Il y a ainsi deux moyens de diminuer la valeur du PCS d'un gaz: (1) l'injection d'un gaz ballast, en particulier l'azote, dont la contribution calorifique est nulle et (2) l'extraction des hydrocarbures les plus lourds qui ont la contribution calorifique la plus forte. L'injection d'azote est couramment employée dans les terminaux de réception du GNL mais la teneur maximum en azote est limitée dans les réseaux. II s'ensuit que pour certains gaz, l'injection d'azote est insuffisante car la teneur en azote maximum acceptable est atteinte avant que le PCS du gaz ne soit suffisamment abaissé. L'injection d'azote n'est donc pas une voie prometteuse. L'extraction des constituants lourds a donné lieu à un certain nombre de 15 brevets et de publications. Le document "Select optimum extraction method for LNG regasification", S. Huang, D. Coyle, J. Cho et C. Durr, Hydrocarbon Processing, Juillet 2004, décrit les différents procédés d'extraction de constituants lourds aux terminaux de réception de GNL. 20 US-A-6564579 propose un procédé d'extraction des constituants les plus lourds du GNL, y compris d'une fraction de l'éthane, aux terminaux de réception. Le document "Colt effective design reduces C2 and C3 at LNG terminais", Oil and Gas Journal, Mai 2003 propose deux procédés pour respectivement extraire l'éthane et le propane du GNL. 25 II apparaît toutefois que les spécifications des gaz aux Etats-Unis et au Royaume-Uni sont tellement basses que l'extraction de propane s'avère souvent insuffisante et que l'extraction d'une partie de l'éthane est également nécessaire. Or, si le propane est un produit commercial dont la vente est aisée et rentable, l'éthane est un produit principalement destiné à la pétrochimie pour lequel il n'existe pas 30 nécessairement de débouché à proximité du site assurant son extraction. L'inconvénient de tous les procédés d'extraction des composés lourds visés plus haut est de ne proposer aucune utilisation de l'éthane extrait. La société Davy Process propose, sous licence Johnson Matthey Catalyst, un procédé de conversion chimique des hydrocarbures lourds en méthane permettant 35 d'abaisser le PCS du gaz sans pour autant co-produire d'éthane. Ce procédé est brièvement décrit dans le bilan annuel "Gas Processes 2004" de la revue Hydrocarbon Processing. R \BrevetsV24100A24 1 39-05 1 1 1 7-TXTFR doc - 17 novembre 2005 - 2/19 Il existe donc un besoin pour un procédé économique intégré à la chaîne de production du gaz, notamment du GNL, pour l'abaissement du PCS du gaz, ledit procédé proposant une utilisation de l'éthane extrait. RESUME DE L'INVENTION L'invention a pour objet un procédé de traitement d'un gaz naturel contenant de l'éthane, comprenant les étapes suivantes: (a) extraction d'au moins une partie de l'éthane du gaz naturel; (b) réformage d'au moins une partie de l'éthane extrait en un gaz de synthèse; (c) méthanation du gaz de synthèse en un gaz riche en méthane; et (d) mélange du gaz riche en méthane au gaz naturel. Selon une première variante, le procédé comprend en outre l'étape (al) de désacidification et séchage du gaz naturel avant l'étape (a); et l'étape (a) est mise en oeuvre sur du gaz naturel adouci et séché; et l'étape (d) de mélange est mise en oeuvre avant l'étape (al). Selon un mode de réalisation, le procédé comprend en outre une étape de réformage et méthanation sur une partie du gaz naturel avant l'étape (a). Selon un mode de réalisation, le procédé comprend en outre l'utilisation d'une partie de l'éthane extrait en tant que gaz combustible, par exemple jusque 70%. Selon un mode de réalisation, le procédé comprend en outre l'étape de liquéfaction du gaz. Selon une seconde variante, l'étape (a) est mise en oeuvre sur du gaz naturel adouci et séché; et le procédé comprend en outre une étape de séchage du gaz riche en méthane avant l'étape (d). Selon un mode de réalisation, dans le procédé le gaz naturel adouci et séché est disponible sous forme liquéfiée. Selon un mode de réalisation, dans le procédé l'étape de méthanation produit de la chaleur qui est utilisée pour vaporiser en partie le gaz sous forme liquéfié. Le procédé selon l'invention peut comprendre l'étape de séparation des composants lourds dudit gaz en une fraction légère et une fraction de composants plus lourds contenant de l'éthane et des GPL. Selon un mode de réalisation, le procédé comprend en outre l'étape de fractionnement des composants plus lourds en au moins un courant contenant de l'éthane et des courants de GPL. Le procédé selon l'invention est adapté pour l'ajustement calorifique supérieur dudit gaz. L'invention a aussi pour objet une installation pour la mise en oeuvre du procédé selon l'invention. R Brevets\24100V24139-0511 1 7-TXTFR doc - 17 novembre 2005 - 319 Ainsi, l'invention a encore pour objet une installation de traitement d'un gaz naturel contenant de l'éthane dans une ligne d'alimentation, comprenant les éléments suivants: (i) une colonne d'extraction d'au moins une partie de l'éthane du gaz naturel; (ii) un réacteur de réformage de ladite partie de l'éthane extrait en un gaz de synthèse; (iii) un réacteur de méthanation du gaz de synthèse en un gaz riche en méthane qui est connecté audit réacteur de réformage; et (iv) un mélangeur du gaz riche en méthane au gaz naturel. Selon une première variante, l'installation comprend en outre des unités de désacidification et séchage du gaz naturel en amont de la colonne d'extraction; le mélangeur étant situé en amont desdites unités de désacidification et séchage. Selon un mode de réalisation, les réacteurs de réformage et méthanation sont en partie installés sur la ligne d'alimentation en gaz. Selon un mode de réalisation, l'installation comprend des turbines de production d'énergie alimentées en partie par une partie de l'éthane extrait. Selon un mode de réalisation, l'installation comprend en outre une unité de liquéfaction du gaz. Selon une seconde variante, l'installation comprend une alimentation en gaz naturel adouci et séché; et un dispositif de séchage du gaz riche en méthane en amont du mélangeur. Selon un mode de réalisation, l'alimentation est une alimentation en gaz sous forme liquéfiée. Selon un mode de réalisation, l'installation comprend un échangeur de chaleur entre la ligne de gaz liquéfié et le réacteur de méthanation. L'installation peut comprendre une colonne de séparation en une fraction légère et une fraction de composants plus lourds contenant de l'éthane et des GPL. Selon un mode de réalisation, l'installation comprend en outre une unité de 30 fractionnement des composants plus lourds en au moins un courant contenant de l'éthane et des courants de GPL. L'invention propose une intégration efficace dans la chaîne de GNL de la conversion chimique des hydrocarbures plus lourds que le méthane, en particulier de l'éthane, contenus dans le gaz naturel afin d'en abaisser le PCS. 35 L'objet de la présente invention est donc de proposer un procédé économique intégré à la chaîne du gaz, en particulier du GNL. L'intégration peut se faire aussi bien dans les usines de liquéfaction que dans les terminaux de réception. Bien que le GNL soit le champ d'application le plus favorable à l'invention, cette dernière peut R.ABrevets\241001,24139-051 I 1 7-TXTFR doc - 17 novembre 2005 - 4/19 aussi être utilisée avec profit dans le traitement de gaz, en particulier dans les unités d'extraction des Gaz de Pétrole Liquéfiés (GPL) où on souhaite produire un gaz plus pauvre que celui qui est produit lors de la simple extraction des GPL. L'invention s'applique donc aussi bien aux unités de liquéfaction du gaz naturel qu'aux terminaux de réception du gaz naturel. Elle s'applique aussi aux unités d'extraction de GPL. BREVE DESCRIPTION DES FIGURES - La figure 1 présente l'intégration de la conversion de l'éthane dans une unité de liquéfaction de gaz naturel ; l0 - La figure 2 présente une vue détaillée de l'unité de conversion de l'éthane ; - La figure 3 présente l'intégration de la conversion de l'éthane dans un terminal de réception de gaz naturel ; - La figure 4 présente un mode de réalisation de l'intégration de la conversion de l'éthane dans une usine de liquéfaction de gaz naturel ; 15 - La figure 5 présente l'intégration de la conversion de l'éthane pour la production de gaz pauvres non liquéfiés à partir d'unités d'extraction de GPL ; - La figure 6 présente une unité selon l'art antérieur ; - La figure 7 présente une unité comme comparatif de l'invention ; - La figure 8 présente un mode de réalisation de l'invention ; 20 - La figure 9 présente un autre mode de réalisation de l'invention. EXPOSE DETAILLE DE MODES DE REALISATION DE L'INVENTION La description relative aux unités de liquéfaction est donnée en référence à la figure 1. Le gaz à liquéfier contient le plus souvent des gaz acides (CO2 et H2S) qui sont retirés du gaz dans une unité de désacidification (1), qui peuvent être basée sur 25 l'utilisation de solutions aqueuses d'amines. Le gaz est ensuite séché en (2) pour éviter la cristallisation de l'eau dans les équipements cryogéniques. Le gaz entre alors dans la section cryogénique (3) (marquée par un trait en pointillés). Il est d'abord pré-refroidi en (4) jusqu'à une température classiquement comprise entre -20 C et -40 C. Le gaz est ensuite introduit dans une colonne (5) classiquement 30 nommée "scrubb column" où les constituants lourds du gaz sont lavés par le reflux (6). Le gaz en tête est davantage refroidi en (7) et partiellement condensé. Le gaz et la vapeur sont séparés dans le ballon de reflux (8). Le liquide (6) est utilisé comme reflux dans la colonne (5) et le gaz est introduit dans l'échangeur (9) où il est liquéfié. Le GNL produit (10) est d'abord détendu à basse pression en (22). Il se 35 sépare en une phase liquide (24) et une phase vapeur (23) dans le séparateur (22). Cette dernière phase vapeur, après recompression, est utilisée comme gaz combustible dans l'usine à laquelle il fournit l'énergie. Le GNL à l'état de produit liquide en (24) est envoyé dans les bacs de stockage. R BrevetsV24100A24139-05111 7-TXTFR doc - 17 novembre 2005 - 5119 La "scrubb column" (5) a principalement pour fonction de retirer du gaz les constituants lourds tels que le benzène ou le cyclohexane dont les points de cristallisation sont élevés et la solubilité dans le GNL faible. Les constituants les plus lourds du gaz sont recueillis sous forme liquide en cuve de la colonne (5). Outre le benzène, d'autres constituants sont entraînés dont les GPL (propane et butane), les condensats correspondant à la coupe C5+ ainsi qu'une fraction de l'éthane contenu dans le gaz et du méthane dissous. La fraction d'éthane extraite est d'autant plus importante que la température du ballon de reflux (8) est plus basse. Les produits extraits sont valorisables et sont séparés dans l'unité de fractionnement (11) (identifiée par les pointillés) pour être vendus séparément. Il existe plusieurs agencements des colonnes de fractionnement et la plus simple est représentée ici, mais les variantes sont aisément accessibles à l'homme de l'art. Les liquides (12) issus de la colonne (5) sont introduits dans une colonne (13) appelée dééthaniseur. On en extrait en tête une coupe riche en éthane (14). Cette coupe contient également sensiblement la totalité du méthane dissous dans le liquide (12). En cuve est produite une coupe C3+ (15) contenant le propane et tous les produits plus lourds que le propane. Ce mélange (15) est introduit dans le dé-propaniseur (16) dont on tire le propane (17) en tête et une coupe C4+ (18) en cuve. Enfin, cette dernière est séparée en butane commercial (19) et condensats (20) dans le dé-butaniseur (21). Les produits séparés issus de l'unité de fractionnement, à savoir le propane (17), le butane (19) et les condensats (20) sont expédiés vers leur stockage respectif avant commercialisation. Comme il est rare que le flux (14) riche en éthane trouve une valorisation à proximité de l'usine de liquéfaction, il est généralement comprimé et réinjecté dans 25 le gaz naturel avec lequel il est liquéfié. Les usines de GNL sont fortement consommatrices de puissance et l'éthane peut aussi être mélangé au gaz combustible (23) pour une utilisation locale. Toutefois, les turbines à gaz utilisées dans les usines de GNL n'acceptent qu'une teneur limitée en éthane dans le gaz combustible, de l'ordre de 15% volume. De fait, 30 lorsque l'éthane est mélangé au gaz combustible, cette valeur est le plus souvent dépassée et ce débouché est nécessairement limité. L'invention propose de convertir chimiquement l'éthane contenu dans le flux (14) en méthane. A cet effet, le flux (14) est introduit dans une unité de conversion (25) où la plus grande partie de l'éthane est convertie en méthane. On produit ainsi 35 un gaz pauvre qui peut être mélangé au gaz naturel sans augmenter la valeur de son PCS. En outre, le gaz produit étant essentiellement du méthane, il est plus pauvre que le gaz naturel à l'entrée de l'usine et contribue par mélange à diminuer globalement la valeur du PCS du GNL. R.`.13revets\24100\24139-051I 17-TXTFR. doc - 17 novembre 2005 - 6/ 19 L'unité (25) peut entraîner, dans certains cas, des réactions chimiques secondaires qui fabriquent des sous-produits, principalement du gaz carbonique et de l'eau. Puisque ces deux constituants sont susceptibles de cristalliser dans la section cryogénique de l'usine, le flux (26) est, après compression, mélangé au gaz naturel à l'entrée de l'usine dans un mélangeur qui peut être par exemple une vanne de mélange. Le gaz carbonique ainsi ajouté est extrait conjointement à celui du gaz naturel dans l'unité (1) de désacidification puis l'eau ajoutée est extraite dans l'unité de séchage (2). Selon une variante, le procédé de conversion d'hydrocarbures en méthane et 10 plus particulièrement d'éthane en méthane comprend principalement deux étapes en série. Dans un premier réacteur, les hydrocarbures les plus lourds sont (catalytiquement) réformés à la vapeur en un mélange d'hydrogène (H2) et de monoxyde de carbone (CO) appelé gaz de synthèse. Dans un second réacteur, le 15 mélange H2/CO est transformé en méthane sur catalyseur. La réaction de réformage s'écrit de façon générale : HC + H2O - H2 + CO (R1) Par exemple pour l'éthane, on a : C2H6 + 2 H2O - 5 H2 + 2 CO 20 Cette réaction est endothermique. La réaction de méthanation s'écrit : 2 H2 + 2 CO - CH4 + CO2 (R2) Cette réaction est exothermique. Dans ce procédé de conversion, la chaleur libérée par la réaction de 25 méthanation est utilisée pour la réaction de réformage à la vapeur. Toutefois, l'équilibre thermique n'est pas atteint et un appoint de chaleur est apporté. Le bilan global s'écrit de la façon suivante pour les premiers hydrocarbures : - Ethane 4 C2H6 + 9 H2O ---- 7 CH4 + 7 H2O + CO2 30 - Propane 2 C3H8 + 7 H2O ----~ 5 CH4 + 5 H2O + CO2 -Butane 4 C4HI0 + 19 H2O 13 CH4 + 13 H2O + 3 CO2 On voit que le rendement en carbone de la réaction diminue au fur et à mesure 35 que le nombre de carbone de la molécule d'hydrocarbure transformée augmente. Selon un mode de réalisation, on ne transformera que la fraction éthane et on préservera les coupes butane et propane. Le flux en tête de la colonne de dé-RBrevets\24100'24139-051117-TXTFR doc - 17 novembre 2005 - 7119 éthanisation où se trouve concentré l'éthane est donc celui qui, converti, présente le meilleur rendement en carbone du procédé. On peut suivre de façon plus détaillée le procédé à l'aide de la figure 2. Le gaz d'alimentation (101) contient du méthane et les hydrocarbures plus lourds qui vont être transformés, principalement l'éthane dans le cas de l'invention. Le gaz d'alimentation (101) est préchauffé en (104) jusqu'à la température nécessaire pour une désulfuration (105). La phase de désulfuration est préférée car les catalyseurs situés en aval sont en général sensibles aux produits soufrés. Le gaz désulfuré est mélangé à de la vapeur (106), chauffée jusqu'à une température de l'ordre de 375 C dans un saturateur (108) équipé d'une purge d'eau. Ce gaz contenant de l'eau (en général ce gaz est saturé en eau) est ensuite introduit dans le réacteur (103). Ce réacteur (103) est le réacteur Catalytic Rich Gas (CRG) où à lieu la réaction de réformage sélectif des hydrocarbures plus lourds que le méthane selon la réaction R1 en un gaz de synthèse. Le gaz chaud est refroidi en (109) où la chaleur disponible dans le gaz est utilisée pour produire de la vapeur, qui est envoyée par (106) vers le saturateur (108). Le gaz refroidi peut éventuellement être séparé en deux. Dans ce cas, une partie est refroidie avant d'être recyclée par un compresseur vers le gaz d'alimentation. Cette partie sert de diluant du gaz d'alimentation, si on le souhaite. Le gaz refroidi ou une partie de celui-ci est introduit dans le réacteur de méthanation (113) où le gaz de synthèse réagit selon la réaction R2. Le gaz fabriqué est alors refroidi par exemple sur l'échangeur (104) pour préchauffer le gaz d'alimentation et/ou pour produire de la vapeur qui pourra être utilisée dans le CRG. A l'issu de ce processus, les hydrocarbures lourds présents dans le gaz (101) ont été transformés sélectivement en méthane par voie catalytique. Les sous-produits de la conversion (H2O et CO2) incompatibles avec le traitement cryogénique ultérieur du gaz sont éliminés dans l'unité de désacidification (1) pour le gaz carbonique et dans l'unité de séchage (2) pour l'eau. Ainsi l'unité de conversion s'intègre naturellement dans un procédé de liquéfaction de gaz naturel. Cependant, l'invention s'applique également aux terminaux de réception du GNL dans lesquels l'unité de conversion peut également être intégrée de façon très efficace. La description de l'invention dans le cas des terminaux méthaniers s'appuie sur la figure 3. Le gaz liquéfié est déchargé du méthanier (201) et stocké dans les bacs de stockage (202). Les vapeurs de bacs (203) après compression dans le compresseur (204) et le GNL (205) sont remélangés dans le reliquéfacteur (206). L'ensemble est pompé à haute pression (de l'ordre de 20 à 35 bar) par les pompes (207) et partiellement vaporisé dans l'échangeur (208). Le mélange est introduit en tête de la R.`Brevets\24100A24 1 3 9-05 1 1 I7-FXTFR.doc - 17 novembre 2005 - 8'19 colonne (209). Les vapeurs de tête de la colonne (209) sont comprimées dans le compresseur (210) et liquéfiées par récupération du froid du GNL pour fournir un courant de gaz liquéfié (221). Le liquide de cuve (211) de la colonne (209) contient la coupe C2+ du GNL. Elle est séparée en ses différents constituants dans une succession de colonnes de fractionnement (212) et (213). La colonne de dééthanisation (212) sépare l'éthane (214) en tête de la coupe C3+ (215) en cuve. Cette dernière est à nouveau distillée en une coupe propane valorisable (216) et une coupe C4+ (217). Une dernière colonne, non montrée, permettrait de séparer le butane des condensats si nécessaire. Le flux d'éthane (214) est dirigé vers l'unité de conversion similaire à celle déjà décrite pour l'unité de liquéfaction. On en extrait un gaz (219) riche en méthane dans lequel l'éthane a été converti en méthane. Ce gaz contient les mêmes sous-produits que dans le cas de l'usine de liquéfaction, à savoir du gaz carbonique et de l'eau. La teneur obtenue en gaz carbonique est en général inférieure à celle qui est tolérée dans les réseaux alimentés par les terminaux méthaniers si bien que, contrairement aux usines de liquéfaction, il n'est pas nécessaire de prévoir une désacidification. Le gaz carbonique est d'ailleurs un inerte qui contribue à l'abaissement du pouvoir calorifique du gaz. L'eau est toutefois en général éliminée en (220) car sa teneur dans le gaz produit excèderait celle des spécifications les plus courantes. On peut, pour ce faire, utiliser une unité de séchage au glycol. Le gaz liquéfié (221) est pompé jusqu'à la pression du réseau (soit typiquement de 40 à 120 bar) en (222) et vaporisé. La vaporisation du GNL requiert d'importantes quantités de chaleur dont la fourniture a un coût opératoire. L'unité de conversion produit de son coté une chaleur résiduelle qui peut être utilisée en (223) pour contribuer de façon économique à la vaporisation du GNL. L'essentiel de l'apport de chaleur se fait néanmoins en (224) par les technologies classiques de vaporiseurs à eau de mer ou par des vaporiseurs à flamme immergée. La conversion de l'éthane s'intègre donc aussi bien dans un terminal de réception que dans une usine de liquéfaction. Bien que la meilleure localisation se situe sur le flux de tête de la colonne de dé-éthanisation, il est possible de placer l'unité de traitement sur une partie du flux d'alimentation. La localisation sur le courant de tête du dé-éthaniseur présente plusieurs avantages dans les deux cas. Tout d'abord, le flux de tête du dé-éthaniseur est celui dans lequel l'éthane est le plus concentré. En conséquence, c'est le traitement de ce flux qui conduit à l'unité de conversion la plus petite. A titre de comparaison, si l'unité de conversion était localisée sur une partie du flux d'alimentation (101) de l'usine de liquéfaction, son débit devrait être presque trois fois supérieur à celui de RBrevets\24100A24139-0511 17-TX'FR doc - 17 novembre 2005 - 9/19 l'invention en raison de la plus grande dilution de l'éthane. De plus, une telle localisation convertirait aussi les GPL. Les GPL, essentiellement propane et butane sont des produits partout aisément valorisables alors que le marché de l'éthane se restreint aux zones d'activités de la pétrochimie. Il y a donc intérêt à convertir le plus d'éthane possible et le moins de GPL possible. Le flux de tête de la colonne de dééthanisation étant pratiquement exempt de GPL, son traitement permet d'éviter la conversion de GPL et de ne convertir que l'éthane. Cependant, d'autres modes de réalisation sont possibles dans lesquels le traitement ne se fait pas nécessairement uniquement sur le courant de tête du dé-éthaniseur. La figure 4 représente un exemple d'usine de liquéfaction de gaz naturel. Le gaz d'alimentation (401) est disponible à 43 bar et possède la composition suivante du tableau 1. Tableau 1. Le débit du gaz est de 31417 kmole/h. Le GNL est destiné à l'un des pays qui requiert un PCS faible et la composition doit être, par exemple, la suivante selon le tableau 2 : Tableau 2. Constituant Composition molaire en % N2 0,42 CH4 91 C2H6 8,5 C3H8 0,08 On constate que l'éthane qui représente 12,1% du méthane dans le gaz d'alimentation ne représente plus que 9,3% du méthane dans le GNL final. Il faut donc procéder à une extraction partielle d'éthane puis à son élimination en supposant R 1Brevets\24100A24139-0511 1 7-TXTFR doc - 17 novembre 2005 - 10/ 19 Constituant Composition molaire en % CO2 1,85 N2 1,18 CH4 84,27 C2H6 10, 19 C3H8 2,15 iC4H 10 0,14 nC4H10 0,19 iC5H12 0,02 nC5H12 0,01 qu'il n'existe aucun débouché commercial à proximité. Pour ce faire, on met en oeuvre l'invention, telle qu'elle est illustrée à titre d'exemple sur la figure 4. Le gaz est d'abord comprimé à 50 bar dans le compresseur (402). La présence de gaz carbonique implique une décarbonatation dans l'unité de lavage aux amines (403). Le gaz humide issu de (403) est séché, par exemple, sur tamis moléculaire dans l'unité (404). Le gaz est ensuite refroidi jusqu'à la température de -35 C par un groupe frigorifique (405), par exemple un groupe au propane en quatre étages. Le gaz partiellement condensé est introduit dans la colonne (406) où les constituants lourds sont condensés et lavés par le reflux (407). Le gaz de tête de colonne est davantage refroidi dans l'échangeur (408). Il sort de l'échangeur en (409) à la température de -64 C. Le liquide condensé est séparé du gaz dans le ballon de reflux (410) et envoyé comme reflux (407) dans la colonne (406). Le gaz épuré (411) est réintroduit dans l'échangeur (408) où il est liquéfié à une température de -157 C en (412). Il est ensuite détendu d'abord dans une turbine hydraulique (413a) puis dans une vanne (non montrée) jusqu'au ballon de flash (413b) où l'équilibre liquide-vapeur s'établit à 1.3 bar et -160.4 C. Après réchauffage et compression, le gaz (414) est utilisé comme gaz combustible (Fuel Gas ou FG) dans les turbines à gaz entraînant les compresseurs de cycle. Le GNL (415) est expédié vers les stockages (416). La liquéfaction du gaz est obtenue par refroidissement jusqu'à -157 C au moyen d'un cycle de réfrigération à multicomposant schématiquement montré en (417). Le liquide (418) issu de la colonne (406) contient environ 25% de l'éthane contenu dans le gaz d'alimentation (401). Ce liquide est introduit dans la colonne de dé-éthanisation (419). L'éthane contenu dans le flux (418) et le méthane dissous dans le flux (418) sont recueillis en tête de la colonne (419) par la ligne (419a). Le propane, le butane et les condensats contenus dans (418) se retrouvent dans le flux de cuve de la colonne (419) et sont ensuite séparés dans les colonnes de dépropanisation (420) et de débutanisation (421). Un flux de 652 kmole/h de propane commercial est produit en (422) soit une récupération de 95% du propane entrant. Plus de 98% du butane entrant avec le gaz d'alimentation est recueilli en (423), soit environ 102 kmole/h. Enfin la totalité des condensats est produit en (424), soit environ 9 kmole/h. L'ensemble des colonnes (419), (420) et (421) constitue l'unité de fractionnement (425), représentée en pointillés sur la figure. Une fraction du flux riche en éthane (419a) en tête de la colonne (419) est orientée en (426) vers le système de gaz combustible de l'usine. Son débit de 617 kmole/h est limité par la quantité d'éthane tolérée par les turbines à gaz où il sera R \Breve1s\24OO\24l 3 9-051 1 1 7-TXTFRdoc - 17 novembre 2005 - 11,19 Constituant Composition molaire en % CO2 7,9 N2 0,1 CH4 92 C2H6 0 Ce courant de gaz (429) est en outre saturé en eau. On constate que l'éthane a été converti en totalité. Ce courant de gaz (429) est mélangé au gaz d'alimentation (401) : ils sont alors ensemble décarbonatés et séchés respectivement dans les unités 10 (403) et (404). (La présence d'eau et de gaz carbonique dans le flux (429) le rend impropre aux traitements cryogéniques de liquéfaction de façon directe). On notera que si l'éthane n'avait pas été converti et en l'absence de débouché commercial, il aurait fallu l'utiliser comme gaz combustible dans les turbines à gaz. Outre la difficulté déjà mentionnée de brûler des gaz à forte teneur en éthane dans 15 ces turbines, il y a un autre inconvénient à utiliser l'éthane comme combustible. Le gaz combustible de l'usine est produit par détente du GNL (412) au bout froid de l'échangeur (408). Il peut paraître paradoxal de produire le gaz combustible à basse pression et de le comprimer jusqu'à la pression d'utilisation dans les turbines à gaz de l'ordre de 25 à 35 bars alors que le gaz naturel est disponible à haute pression. Ce 20 procédé résulte néanmoins d'une optimisation. La quantité de gaz combustible du courant (414) dépend de la température du flux (412) : plus elle est élevée, plus la quantité de gaz flashé est importante et moins le cycle frigorifique (417) se trouve sollicité. Le bilan global montre qu'il est plus favorable de produire le GNL (412) à température plus élevée et que l'énergie de compression du gaz combustible (414) se 25 trouve plus que compensée par l'économie réalisée sur le cycle (417). Si l'éthane produit en (425) est utilisé comme gaz combustible, la quantité de gaz nécessaire en (414) est réduite d'autant, laquelle réduction contraint à produire le flux (412) à une température inférieure. Ce processus va à l'encontre de l'optimisation précédemment décrite. La conversion de l'éthane contenu dans (425) permet donc d'éviter son 30 utilisation comme gaz combustible. Le débit de (414) est ainsi augmenté de façon à couvrir au maximum les besoins de l'usine dans le cadre de l'optimisation décrite plus haut et le bilan énergétique global est amélioré. R \Brevets\24100'\24139-051117-TXTFR doc. - 17 novembre 2005 - 12,19 brûlé. Le reste (427), soit environ 1120 kmole/h, est dirigé vers l'unité de conversion (428) pour y subir les opérations de réformage à la vapeur et de méthanation. Le gaz (429) issu de l'unité de conversion a un débit de 1637 kmole/h et possède la composition suivante selon le tableau 3 : Tableau 3. L'invention peut également être mise en oeuvre pour la production de gaz pauvres non liquéfiés à partir d'unités d'extraction de GPL. On en trouvera une illustration sur la figure 5. Les procédés d'extraction de GPL connaissent de nombreuses variantes; néanmoins, l'exemple décrit en regard de la figure 5 peut être considéré comme générique. Le gaz d'alimentation (501), le plus souvent chargé en gaz acide H2S et CO2 est désacidifié dans l'unité de désacidification (502) puis séché dans l'unité (503). Il est ensuite refroidi et partiellement condensé dans l'échangeur cryogénique (504). Le liquide et la vapeur sont séparés dans le séparateur (505). Le gaz est détendu dans une turbine (506) et le liquide dans la vanne (507). Tous deux alimentent la colonne (519) où les hydrocarbures les plus lourds sont séparés du gaz naturel. Le gaz épuré est soutiré en tête et envoyé par l'échangeur (504). Le liquide riche en GPL est soutiré en cuve (508). Ce dernier contient une partie de l'éthane contenu dans le gaz d'alimentation ainsi que du méthane dissous. Le liquide riche en GPL est séparé en une coupe C3+ en cuve (509) de la colonne (517) et le gaz de tête (510) contient l'éthane et le méthane. Le liquide (509) est ensuite séparé classiquement en propane (511), butane (512) et condensats (513) qui sont ensuite commercialisés. Le mélange d'éthane et de méthane (510) est introduit dans l'unité de conversion (514) où l'éthane est converti en méthane. Le gaz résultant (515) contient du gaz carbonique et de l'eau issus des réactions chimiques qui ont lieu dans l'unité de conversion et est, après compression en (516) mélangé au gaz d'alimentation (501). Le gaz carbonique et l'eau sont alors éliminés conjointement à ceux du gaz (501) d'alimentation. Dans ce qui suit, on compare les cas suivants : - cas 1), usine de liquéfaction classique avec fractionnement, dans laquelle le courant de tête du dé-éthaniseur est utilisé comme FG; cette usine est représentée à la figure 6 ; - cas 2), usine de liquéfaction classique comportant l'étape de conversion sur une partie du courant d'alimentation en gaz (environ 1/3) et dans laquelle le courant de tête du dé-éthaniseur est envoyé vers l'unité de liquéfaction afin d'y être liquéfier avec le flux principal de gaz ; cette usine est représentée à la figure 7 ; - cas 3), usine de liquéfaction selon l'invention comportant l'étape de conversion en partie sur le courant d'alimentation en gaz (environ 15%) et dans laquelle le courant de tête du dé-éthaniseur est en partie envoyé vers l'étape de conversion et en partie vers le FG (environ 60%) ; cette usine est représentée à la figure 8 ; R 'Brevets/24100A24 13 9-05 1 1 1 7-TXTFR doc - 17 novembre 2005 - 13/19 - cas 4), usine de liquéfaction selon l'invention comportant l'étape de conversion sur une partie du courant de tête du dé-éthaniseur, l'autre partie étant utilisée comme FG; cette usine est représentée à la figure 9. Le courant à traiter est celui dont la composition est celle du tableau 1, le débit est d'environ 33000 kmol/hr, et on cherche à produire un gaz dont le PCS est de 1075 btu/scf. Le tableau 4 ci-dessous donne les résultats des différents cas de figure. On trouve le débit au niveau du réacteur CRG en kmol/hr, la température en tête du cycle de liquéfaction (Tliq), le débit de production de GPL en kmol/hr et la composition du gaz FG (en % molaire). Tableau 4. Cas CRG (kmol/hr) Ti;q GPL kmol/hr FG (%) 1 0 -160 C 716 9.3% N2 36% CH4 53% C2H6 2 12250 -148 C 364 9.2% N2 90% CH4 3 6200 -153 C 624 9% N2 77% CH4 14% C2H6 4 4250 -154 C 833 10% N2 76% CH4 14% C2H6 Le cas 1 fournit un gaz FG qui comporte trop d'éthane, ce qui rend problématique son utilisation dans les turbines à gaz de l'unité, sauf à dimensionner celles-ci pour accepter à la fois le gaz naturel lors du démarrage de l'unité et le gaz avec une grande quantité d'éthane lors de son fonctionnement nominal. Le cas 2 présente certes une température de liquéfaction élevée (car il y une grande production de gaz de flash) mais le débit imposé au réacteur CRG est trop élevé. Les cas 3 et 4 fournissent des compositions de FG sensiblement identiques et des températures de fonctionnement de l'unité de liquéfaction sensiblement identiques, avec un meilleur rendement en gaz pour le cas 4. La variation du cas 3) au cas 4) se fait en envoyant éventuellement une partie du courant d'alimentation vers le procédé de traitement selon l'invention. On peut par exemple envoyer de 0% à 35% du courant d'alimentation vers le procédé de traitement selon l'invention. De même, le courant d'éthane obtenu en tête du dé-éthaniseur peut être envoyé en totalité vers le traitement de méthanation selon l'invention, ou au contraire être en partie utilisé R \Brevets 24100A24139-051 11 7-TXTFR doc - 17 novembre 2005 - 14i 19 comme gaz combustible (FG) de l'unité. On peut ainsi envoyer ce courant d'éthane en totalité vers la conversion ou seulement en partie (par exemple 40 % comme dans le cas 3 ) selon la teneur initiale d'éthane dans le gaz d'alimentation et la teneur maximum d'éthane acceptable dans le gaz combustible des turbines à gaz. Il y a là un facteur d'ajustement possible. De façon générale, la partie d'éthane envoyée vers le traitement de conversion peut varier de 0 à 100%, mais on préférera un intervalle de 30 à 100% (soit un facteur d'utilisation en tant que FG jusque 70%). On conclut donc que la mise place d'un procédé de conversion de l'éthane en méthane par réformation à la vapeur et méthanation du gaz de synthèse permet des 10 gains significatifs lorsqu'on recherche un PCS donné, faible. R \Brevets\24 I00A24139-051117-TXTFR do, - 17 novembre 2005 - 15/ 14 15 35 REVENDICATIONS 1. Procédé de traitement d'un gaz naturel contenant de l'éthane, comprenant les étapes suivantes: (a) extraction d'au moins une partie de l'éthane du gaz naturel; (b) réformage d'au moins une partie de l'éthane extrait en un gaz de synthèse; (c) méthanation du gaz de synthèse en un gaz riche en méthane; et (d) mélange du gaz riche en méthane au gaz naturel. 2. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre l'étape (al) de désacidification et séchage du gaz naturel avant l'étape (a); et l'étape (a) est mise en oeuvre sur du gaz naturel adouci et séché; et l'étape (d) de mélange est mise en oeuvre avant l'étape (al). 3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, comprenant en outre une étape de réformage et méthanation sur une partie du gaz naturel avant l'étape (a). 4. Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, comprenant en outre 20 l'utilisation d'une partie de l'éthane extrait en tant que gaz combustible. 5. Procédé selon l'une des revendications précédentes comprenant en outre l'étape de liquéfaction du gaz. 25 6. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'étape (a) est mise en oeuvre sur du gaz naturel adouci et séché; et le procédé comprend en outre une étape de séchage du gaz riche en méthane avant l'étape (d). 7. Procédé selon la revendication 6, dans lequel le gaz naturel adouci et 30 séché est disponible sous forme liquéfiée. 8. Procédé selon la revendication 6 ou 7, dans lequel l'étape de méthanation produit de la chaleur qui est utilisée pour vaporiser en partie le gaz sous forme liquéfié. 9. Procédé selon l'une des revendications précédentes comprenant l'étape de séparation des composants lourds dudit gaz en une fraction légère et une fraction de composants plus lourds contenant de l'éthane et des GPL. R \BrevIs24 Brevet 100A24 13 9-05 1 1 1 7-TXTFR doc - 17 novembre 2005 -16/19 10. Procédé selon la revendication 9, comprenant en outre l'étape de fractionnement des composants plus lourds en au moins un courant contenant de l'éthane et des courants de GPL. 11. Procédé selon l'une des revendications précédentes pour l'ajustement calorifique supérieur dudit gaz. 12. Installation de traitement d'un gaz naturel contenant de l'éthane dans une ligne d'alimentation, comprenant les éléments suivants: (i) une colonne d'extraction (13, 209, 419, 517) d'au moins une partie de l'éthane du gaz naturel (14, 211, 419a, 510); (ii) un réacteur de réformage (103) de ladite partie de l'éthane extrait en un gaz de synthèse; un réacteur de méthanation (113) du gaz de synthèse en un gaz riche en méthane qui est connecté audit réacteur de réformage; et (iv) un mélangeur du gaz riche en méthane au gaz naturel. 13. Installation selon la revendication 12, comprenant en outre des unités de désacidification (1, 403, 502) et séchage (2, 404, 503) du gaz naturel en amont de la colonne d'extraction (13, 209, 419, 517); le mélangeur étant situé en amont desdites unités de désacidification (1, 403, 502) et séchage (2, 404, 503). 14. Installation selon la revendication 12 ou 13, dans lequel les réacteurs de réformage (103) et méthanation (113) sont en partie installés sur la ligne d'alimentation en gaz. 15. Installation selon l'une des revendications 12 à 14, comprenant des turbines de production d'énergie alimentées en partie par une partie de l'éthane extrait (14, 211, 419a, 510). 16. Installation selon l'une des revendications 12 à 15, comprenant en outre une unité (9, 417) de liquéfaction du gaz. 17. Installation selon la revendication 12, comprenant une alimentation 35 (206, 207) en gaz naturel adouci et séché; et un dispositif de séchage (220) du gaz riche en méthane en amont du mélangeur. R ABrevetsl24100A241 3 9-051 1 1 7-TXTFR doc - 17 novernbre 2005 - 1719 10 15 18. Installation selon la revendication 17, dans laquelle l'alimentation est une alimentation en gaz sous forme liquéfiée. 19. Installation selon la revendication 18, comprenant un échangeur de chaleur (223) entre la ligne de gaz liquéfié et le réacteur de méthanation. 20. Installation selon l'une des revendications 12 à 19, comprenant une colonne de séparation (5, 406) en une fraction légère et une fraction de composants plus lourds (12, 418) contenant de l'éthane et des GPL. 21. Installation selon la revendication 20, comprenant en outre une unité de fractionnement (11, 425) des composants plus lourds en au moins un courant contenant de l'éthane (14, 419a) et des courants de GPL. R VBrevetsV24100A24139-051117-TXTFR doc - 17 novembre 2005 - 18/19