FR 2954345 A1 20110624 FR 0959174 A 20091218 1 PROCEDE DE PRODUCTION DE GAZ NATUREL LIQUEFIE AYANT UN POUVOIR CALORIFIQUE SUPERIEUR AJUSTE DOMAINE DE L'INVENTION La présente invention concerne un procédé de production de gaz naturel liquéfié dans lequel le pouvoir calorifique supérieur peut être ajusté selon la demande. L'invention concerne également une installation adaptée à la mise en oeuvre de ce procédé, ainsi qu'une composition de gaz naturel liquéfié enrichi en hydrocarbures C3-C4. ARRIERE-PLAN TECHNIQUE Le gaz naturel est essentiellement utilisé comme combustible dans des brûleurs 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. Il est donc essentiel que les caractéristiques de combustion de ce gaz soient constantes pour être durablement compatibles avec les équipements des utilisateurs. L'une des sources d'approvisionnement en gaz des pays consommateurs est le gaz naturel liquéfié (GNL) produit dans des usines de liquéfaction à partir de gaz naturel issu de gisements. Parmi les propriétés du gaz commercialisé, le paramètre du pouvoir calorifique supérieur (PCS) est particulièrement important pour la définition des brûleurs. Il s'agit de la puissance thermique dégagée lors de la combustion. Il se mesure en kcal/Nm3 ou, en unités anglo-saxonnes, en BTU/scf. Le gaz naturel contient divers hydrocarbures, en premier lieu du méthane, mais également de l'éthane, du propane, du butane et des traces d'hydrocarbures plus lourds. Tous ces constituants n'ont pas le même PCS si bien que le PCS du gaz 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 (azote...) possède un PCS nul. Un gaz naturel a par conséquent R:A31000\31056 SNP\31056ù091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009 un PCS d'autant plus élevé que sa teneur en hydrocarbures lourds est plus importante. En règle générale, le PCS du gaz naturel extrait est supérieur aux spécifications prévues dans les différents pays consommateurs. Par ailleurs, les spécifications du gaz en termes de PCS diffèrent fortement d'un pays consommateur à l'autre, voire d'un réseau à l'autre à l'intérieur d'un même pays. Par exemple, le PCS doit être relativement élevé en Corée, au Japon ou à Taïwan (de l'ordre de 1100 à 1200 btu/scf), et relativement faible aux Etats-Unis ou au Royaume-Uni (de l'ordre de 1075 btu/scf), l'Europe continentale spécifiant des valeurs intermédiaires. Il existe deux moyens principaux de diminuer la valeur du PCS d'un gaz : (1) l'injection d'un gaz ballast dont la contribution calorifique est nulle, tel que l'azote, voire l'air dans certains cas, 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. Il 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. D'un autre côté, l'extraction du gaz de pétrole liquéfié ou GPL (constitué essentiellement de propane et de butane), au stade de la liquéfaction, en tant que co-produit du GNL, permet une valorisation séparée de ce co-produit tout en abaissant le PCS du GNL. Toutefois, l'extraction du GPL peut conduire à un GNL présentant une valeur de PCS trop faible pour certains pays consommateurs (asiatiques notamment) ; dans ce cas, du GPL doit être réinjecté dans le gaz, typiquement au niveau des terminaux de réception. Par ailleurs, si l'on met en oeuvre cette méthode, le stockage et le transport du GPL nécessitent des équipements spéciaux, différents de ceux dédiés au GNL. Cela s'avère particulièrement désavantageux dans le cadre d'une exploitation en mer (off-shore), étant donné que l'encombrement des équipements est un facteur critique dans un tel contexte ; de plus, la présence d'un inventaire important de GPL sur une installation en mer peut poser des problèmes de sécurité, en raison notamment des risques d'explosion. Il existe donc un réel besoin de mettre au point un procédé de production de GNL amélioré, dans lequel le stockage, la manipulation et le transport des produits sont simplifiés, notamment dans un contexte off- R:A31000\31056 SNP\31056ù091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009 shore ; et dans lequel il est possible de fournir à la fois des marchés où la spécification du PCS est élevée, et des marchés où la spécification du PCS est basse. RESUME DE L'INVENTION L'invention concerne en premier lieu un procédé de traitement d'un gaz naturel contenant du propane et / ou du butane, comprenant les étapes suivantes : - extraction d'au moins une partie du propane et / ou du butane du gaz naturel pour fournir un gaz naturel léger ; - refroidissement et liquéfaction du gaz naturel léger pour fournir un gaz naturel liquéfié léger ; - mélange d'une partie du gaz naturel liquéfié léger avec le propane et / ou butane extrait pour fournir un gaz naturel liquéfié lourd ; l'étape de mélange étant effectuée dans une installation de production de gaz naturel liquéfié. Selon un mode de réalisation, le procédé comprend une étape de désacidification, déshydratation et éventuellement démercurisation du gaz naturel avant l'étape d'extraction du propane et / ou du butane ; et l'étape d'extraction du propane et / ou du butane est accompagnée d'une étape d'extraction des condensats du gaz naturel. Selon un mode de réalisation, le procédé comprend une étape de refroidissement du propane et / ou butane extrait préalablement à son mélange avec une partie du gaz naturel liquéfié léger, de préférence jusqu'à une température comprise entre -100°C et -160°C, et de manière plus particulièrement préférée jusqu'à une température comprise entre -135°C et -145°C, ladite étape de refroidissement étant éventuellement précédée d'une étape d'ajout au propane et / ou butane extrait de gaz naturel ou de gaz naturel léger ou de méthane et / ou d'éthane. Selon un mode de réalisation, le procédé comprend : le stockage du gaz naturel liquéfié léger ; et le stockage du gaz naturel liquéfié lourd ou le stockage du propane et / ou butane extrait avant l'étape de mélange. Selon un mode de réalisation, le procédé comprend : éventuellement, une détente flash du gaz naturel liquéfié léger et la récupération d'un premier gaz de flash issu de cette détente flash ; R:A31000\31056 SNP\31056ù091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009 éventuellement, une détente flash du gaz naturel liquéfié lourd et la récupération d'un deuxième gaz de flash issu de cette détente flash ; la récupération d'un premier gaz d'évaporation issu du stockage du gaz naturel liquéfié léger ; la récupération d'un deuxième gaz d'évaporation issu du stockage du gaz naturel liquéfié lourd ; la fourniture d'un gaz combustible obtenu à partir du premier gaz d'évaporation, du deuxième gaz d'évaporation, éventuellement du premier gaz de flash et éventuellement du deuxième gaz de flash. Selon un mode de réalisation : le premier gaz d'évaporation et le deuxième gaz d'évaporation sont comprimés par des mêmes moyens de compression, séparément ou en mélange et / ou le premier gaz de flash et le deuxième gaz de flash sont comprimés par des mêmes moyens de compression, séparément ou en mélange ; ou le premier gaz d'évaporation, le deuxième gaz d'évaporation, le premier gaz de flash et le deuxième gaz de flash sont comprimés par des mêmes moyens de compression, séparément ou en mélange. Selon un mode de réalisation, la partie du gaz naturel liquéfié léger qui est mélangée avec le propane et / ou butane extrait est prélevée avant la détente flash du gaz naturel liquéfié léger ou est prélevée après la détente flash du gaz naturel liquéfié léger. Selon un mode de réalisation, le procédé comprend : le transfert du gaz naturel liquéfié léger et / ou du gaz naturel liquéfié lourd vers au moins un navire de transport ; et éventuellement le transport du gaz naturel liquéfié léger et / ou du gaz naturel liquéfié lourd dans le navire de transport ; et l'installation de production de gaz naturel liquéfié est de préférence en mer. Selon un mode de réalisation, le procédé comprend une étape de mélange de gaz naturel liquéfié léger et de gaz naturel liquéfié lourd pour fournir du gaz naturel liquéfié intermédiaire, ladite étape : - étant effectuée dans un terminal de réception de navires de transport ; ou R:A31000\31056 SNP\31056ù091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009 étant effectuée dans l'installation de production de gaz naturel liquéfié et étant éventuellement suivie du transfert du gaz naturel liquéfié intermédiaire vers au moins un navire de transport. Selon un mode de réalisation, lors de l'étape de mélange d'une partie du gaz naturel liquéfié léger avec le butane et / ou propane extrait, la proportion de butane et / ou propane extrait est comprise entre 4 et 50 %, de préférence entre 5 et 25 %, de manière plus particulièrement préférée entre 6 et 12 %, par rapport au gaz naturel liquéfié lourd obtenu. L'invention a également pour objet une installation de production de gaz naturel liquéfié comprenant : une unité d'extraction d'au moins une partie du propane et / ou du butane du gaz naturel ; une ligne d'amenée de gaz naturel léger et une ligne d'amenée de propane et / ou butane issues de l'unité d'extraction ; une unité de refroidissement et liquéfaction du gaz naturel léger alimentée par la ligne d'amenée de gaz naturel léger ; une ligne d'amenée de gaz naturel liquéfié léger issue de l'unité de refroidissement et liquéfaction ; une ligne de dérivation de gaz naturel liquéfié léger issue de la ligne d'amenée de gaz naturel liquéfié léger ; et une ligne d'amenée de gaz naturel liquéfié lourd, alimentée d'une part par la ligne de dérivation de gaz naturel liquéfié léger et d'autre part par la ligne d'amenée de propane et / ou butane. Selon un mode de réalisation, l'installation comprend une unité de désacidification, déshydratation et éventuellement démercurisation du gaz naturel, ainsi que des moyens d'extraction de condensats du gaz naturel. Selon un mode de réalisation, l'installation comprend des moyens de refroidissement de propane et / ou butane sur la ligne d'amenée de propane et / ou butane. Selon un mode de réalisation, l'installation comprend : une cuve de stockage de gaz naturel liquéfié léger alimentée par la ligne d'amenée de gaz naturel liquéfié léger ; et une cuve de stockage de gaz naturel liquéfié lourd alimentée par la ligne d'amenée de gaz naturel liquéfié lourd ou une cuve de stockage de propane et / ou butane sur la ligne d'amenée de propane et / ou butane. Selon un mode de réalisation, l'installation comprend : R:A31000\31056 SNP\31056ù091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009 éventuellement un ballon de détente flash de gaz naturel liquéfié léger sur la ligne d'amenée de gaz naturel liquéfié léger ; éventuellement une première ligne de collecte de gaz de flash, issue du ballon de détente flash de gaz naturel liquéfié léger ; éventuellement un ballon de détente flash de gaz naturel liquéfié lourd sur la ligne d'amenée de gaz naturel liquéfié lourd ; éventuellement une deuxième ligne de collecte de gaz de flash, issue du ballon de détente flash de gaz naturel liquéfié lourd ; une première ligne de collecte de gaz d'évaporation, issue de la cuve de stockage de gaz naturel liquéfié léger ; une deuxième ligne de collecte de gaz d'évaporation issue de la cuve de stockage de gaz naturel liquéfié lourd ; des moyens de production d'énergie, alimentés par la première ligne de collecte de gaz d'évaporation, la deuxième ligne de collecte de gaz d'évaporation, éventuellement la première ligne de collecte de gaz de flash et éventuellement la deuxième ligne de collecte de gaz de flash. Selon un mode de réalisation, l'installation comprend : des moyens de compression de gaz combustible en amont des moyens de production d'énergie, alimentés par la première ligne de collecte de gaz d'évaporation et par la deuxième ligne de collecte de gaz d'évaporation ; et / ou des moyens de compression de gaz combustible en amont des moyens de production d'énergie, alimentés par la première ligne de collecte de gaz de flash et par la deuxième ligne de collecte de gaz de flash ; ou des moyens de compression de gaz combustible en amont des moyens de production d'énergie, alimentés par la première ligne de collecte de gaz d'évaporation, par la deuxième ligne de collecte de gaz d'évaporation, par la première ligne de collecte de gaz de flash et par la deuxième ligne de collecte de gaz de flash. Selon un mode de réalisation, la ligne de dérivation de gaz naturel liquéfié léger est branchée en amont ou en aval du ballon de détente flash de gaz naturel liquéfié léger. Selon un mode de réalisation, l'installation est de préférence une installation en mer, et l'installation comprend un système de transfert de gaz naturel liquéfié vers un navire de transport, ledit système de transfert de gaz naturel liquéfié pouvant être alimenté : R:A31000\31056 SNP\31056ù091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009 par la cuve de stockage de gaz naturel liquéfié léger et par la ligne d'amenée de gaz naturel liquéfié lourd ; ou par la cuve de stockage de gaz naturel liquéfié léger et par la cuve de stockage de gaz naturel liquéfié lourd. L'invention a également pour objet une composition de gaz naturel liquéfié comprenant de 5 à 90 % de propane et butane, de préférence de 5 à 60 % de propane et butane, de manière plus particulièrement préférée de 10 à 30 % de propane et butane et idéalement de 10 à 15 % de propane et butane. L'invention a également pour objet un procédé de production de gaz naturel liquéfié comprenant le mélange d'une composition de gaz naturel liquéfié léger avec une composition de gaz naturel liquéfié lourd, la teneur totale en propane et butane dans le gaz naturel liquéfié lourd étant supérieure à la teneur totale en butane et propane dans le gaz naturel liquéfié léger. Selon un mode de réalisation : le gaz naturel liquéfié léger contient du propane et butane en une teneur totale inférieure ou égale à 2 %, de préférence inférieure ou égale à 1 %, idéalement inférieure ou égale à 0,5 % ; et le gaz naturel liquéfié lourd contient du propane et butane en une teneur totale comprise entre 5 et 90 %, de préférence entre 5 et 60 %, de manière plus particulièrement préférée entre 10 et 30 0/0 et idéalement entre 10 et 15 %. La présente invention permet de surmonter les inconvénients de l'état de la technique. Elle fournit plus particulièrement un procédé de production de GNL amélioré, dans lequel le stockage, la manipulation et le transport des produits sont simplifiés, notamment dans un contexte off-shore ; et dans lequel il est possible de fournir la fois des marchés où la spécification du PCS est élevée, et des marchés où la spécification du PCS est basse. Ceci est accompli en produisant deux flux de GNL distincts à partir d'un même processus de refroidissement et liquéfaction, à savoir un flux dit « léger » c'est-à-dire relativement pauvre en GPL (propane et butane) et un flux dit « lourd » c'est-à-dire relativement riche en GPL (propane et butane). Les deux flux peuvent être traités de manière similaire. Par ailleurs, il est possible de produire du GNL présentant une concentration en GPL intermédiaire (c'est-à-dire présentant un PCS ajusté en fonction des besoins commerciaux), par mélange des deux flux précédents, de sorte à pouvoir satisfaire tous les marchés. R:A31000\31056 SNP\31056ù091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009 Selon certains modes de réalisation particuliers, l'invention présente également une ou de préférence plusieurs des caractéristiques avantageuses énumérées ci-dessous. Le stockage, la manipulation et le transport du GNL léger et du GNL lourd (et éventuellement du GNL intermédiaire) peuvent être effectués en utilisant un même type d'équipement. En effet, les propriétés du GNL léger et du GNL lourd (température, évaporation...) sont similaires. On peut utiliser une même ligne de chargement pour transférer le GNL lourd et le GNL léger dans les navires de transport. Cela simplifie la réalisation et le fonctionnement de l'installation, en particulier dans le cadre d'une production off-shore. Aucune ligne dédiée au chargement du GPL n'est nécessaire. De même, le traitement des gaz de détente de pression et d'évaporation issus du stockage du GNL lourd et du GNL léger peut être effectué avec des équipements communs. L'invention permet éventuellement de se dispenser de tout stockage de GPL, ce qui allège grandement les contraintes de sécurité, et permet une réduction des investissements et des coûts opératoires notamment dans le contexte off-shore. BREVE DESCRIPTION DES FIGURES La figure 1 représente de manière schématique un mode de réalisation de l'installation selon l'invention. DESCRIPTION DE MODES DE REALISATION DE L'INVENTION L'invention est maintenant décrite plus en détail et de façon non limitative dans la description qui suit. Toutes les concentrations indiquées sont exprimées, sauf mention contraire, en pourcentages molaires. En faisant référence à la figure 1, le gaz naturel issu du site d'exploitation est fourni par une ligne d'amenée de gaz naturel 1. Le gaz naturel subit alors une étape de désacidification, déshydratation (ou séchage) et éventuellement démercurisation dans une unité de désacidification, déshydratation et éventuellement démercurisation 2. Ainsi, le gaz naturel est purifié de la majeure partie des gaz acides (notamment CO2 et H2S), de l'eau et du mercure qu'il contient. La désacidification peut être basée sur l'utilisation de solutions aqueuses d'amines. La déshydratation peut être basée sur l'utilisation de solutions de composés R:A31000\31056 SNP\31056ù091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009 glycols et / ou de tamis moléculaires. Le séchage du gaz est destiné notamment à éviter la cristallisation de l'eau dans les équipements cryogéniques. Le gaz naturel désacidifié et séché (et éventuellement débarrassé du mercure qu'il contient) subit ensuite une extraction des hydrocarbures lourds, et plus particulièrement une extraction des hydrocarbures de type C3+, au sein d'une unité d'extraction 3, afin de fournir un « gaz naturel léger ». En général, cette étape d'extraction est effectuée par un fractionnement du gaz naturel. Dans ce cas, l'unité d'extraction 3 est une unité de fractionnement. Les unités de fractionnement sont constituées d'un ensemble de colonnes de distillation permettant d'isoler les différentes coupes du gaz naturel. Le fractionnement comprend habituellement d'abord une séparation du gaz naturel en une coupe Cl et une coupe C2+, puis la coupe C2+ subit plusieurs séparations successives pour fournir une coupe C2, une coupe C3, une coupe C4 et une coupe C5+. Si nécessaire les coupes C3 et ou C4 sont traitées pour éliminer les impuretés acides et soufrées (principalement COS et mercaptans). Le gaz naturel léger est essentiellement obtenu à partir de la coupe Cl et éventuellement de tout ou partie de la coupe C2 (éthane). Eventuellement, tout ou partie de l'éthane issu du fractionnement peut également être utilisé comme gaz combustible ou pour des applications pétrochimiques. La coupe C5+ (condensats) est récupérée dans une ligne de collecte de condensats 4 (qui alimente des moyens de stockage des condensats, non représentés). L'extraction des condensats tels que le cyclohexane ou le benzène (s'ils sont présents en quantité notable dans le gaz naturel d'origine) est importante pour éviter toute cristallisation dans les équipements cryogéniques. Par ailleurs, les coupes C3 et C4 constituent le GPL, c'est-à-dire un flux essentiellement composé de butane et / ou propane, qui est récupéré dans une ligne d'amenée de propane et / ou butane 5. Par le fractionnement, les hydrocarbures en C3-C4 (propane et butane) peuvent être extraits essentiellement en totalité du gaz naturel de départ. Le flux GPL peut contenir une proportion d'éthane inférieure ou égale à 1 % et une proportion de C5+ inférieure ou égale à 5 %. De préférence, le flux GPL contient au moins 92 % de propane et butane, ou au moins 95 % de R:A31000\31056 SNP\31056ù091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009 propane et butane, ou au moins 97 % de propane et butane ou au moins 98 % de propane et butane. Mais il est également possible de conserver dans le gaz naturel léger une quantité de propane et / ou butane inférieure ou égale à 2 %, de préférence inférieure ou égale à 1 % voire inférieure ou égale à 0,5 %. La quantité de GPL éventuellement laissée dans le gaz naturel léger est ajustée en fonction du PCS souhaité pour le GNL léger qui est produit. A l'issue de l'extraction des condensats et du GPL (et éventuellement de l'éthane), le gaz naturel léger est transporté par une ligne d'amenée de gaz naturel léger 25 vers une unité de refroidissement et liquéfaction 6. A ce stade, le gaz naturel léger (éventuellement déjà pré-refroidi typiquement entre -30 et -70°C dans l'unité d'extraction 3) est refroidi et liquéfié, typiquement jusqu'à une température d'environ -150°C, selon des moyens connus dans le domaine. Ainsi, on obtient un GNL dit « léger », transporté dans une ligne d'amenée de GNL léger 7. Le GNL léger subit généralement une détente flash (ou flash final) dans un ballon de détente flash de GNL léger 8 placé sur la ligne d'amenée de GNL léger 7. On récupère des gaz de flash dans une première ligne de collecte de gaz de flash 9. Cette détente permet de libérer l'azote contenu dans le GNL léger, celui-ci ayant tendance à se concentrer dans les gaz de flash. Afin de satisfaire la spécification en azote du GNL léger (typiquement 1% molaire) le ballon de détente flash de GNL peut être remplacé par une colonne dite de déazotation. Toutefois, si la teneur en azote le permet, il est possible qu'il n'y ait pas de flash final. Dans ce cas le GNL léger est davantage sous-refroidi (jusqu'à une température d'environ -160°C par exemple) dans l'unité de refroidissement et liquéfaction 6. A l'issue de la détente flash, le GNL léger est typiquement à une température d'environ -160°C, à une pression légèrement supérieure à la pression atmosphérique (par exemple à une pression de 1,26 bar absolu) et il contient de préférence moins de 1 % d'azote. Il est alors envoyé vers une cuve de stockage de GNL léger 10 (il est entendu que plusieurs cuves de stockage peuvent être prévues si nécessaire). Une partie du GNL léger est prélevée avant son stockage, dans une ligne de dérivation de GNL léger 11, 11bis. Cette ligne de dérivation de GNL léger peut être connectée avant le ballon de détente flash de GNL léger 8 (c'est-à-dire en amont de celui-ci, ligne référencée 11 sur le schéma), ou R:A31000\31056 SNP\31056ù091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009 bien après le ballon de détente flash de GNL léger 8 (c'est-à-dire en aval de celui-ci, ligne référencée 11 bis sur le schéma). Le GNL léger ainsi prélevé est mélangé avec le flux de propane et/ou butane extraits, pour fournir un GNL dit « lourd », transporté dans la ligne d'amenée de GNL lourd 13. Il est entendu que le flux de propane et/ou butane extraits, qui est mélangé au GNL léger prélevé, peut contenir des composés différents du propane et du butane, généralement en quantité minoritaire. Par exemple, il peut contenir des hydrocarbures C5+, de l'éthane, et du méthane. Le débit de GNL léger prélevé et détourné est ajusté en fonction de la composition souhaitée pour le GNL lourd, et en fonction du débit de propane et/ou butane extraits. On souhaite généralement éviter de stocker ou traiter le GPL, et on souhaite donc généralement utiliser tout le GPL extrait pour fabriquer le GNL lourd. La proportion de GPL extrait qui est ajoutée au GNL léger peut être par exemple comprise entre 4 et 50 %, de préférence entre 5 et 25 %, de manière plus particulièrement préférée entre 6 et 12 %, par rapport au gaz naturel liquéfié lourd obtenu. Préalablement au mélange, il est en général souhaitable de prévoir une étape de refroidissement du flux de propane et/ou butane, en disposant des moyens de refroidissement 12 sur la ligne d'amenée de propane et / ou butane 5. Par exemple, le GPL issu de l'étape d'extraction présente typiquement une température de 30 à 40°C, et il peut être refroidi à une température comprise entre -100°C et -150°C, par exemple à une température d'environ -140°C. Le refroidissement du GPL est préférablement intégré avec l'unité de liquéfaction 6. Il peut aussi être effectué dans un échangeur séparé, dédié, alimenté par une partie du fluide réfrigérant ou d'un des fluides réfrigérants utilisés pour la liquéfaction, voire avec un fluide réfrigérant indépendant de la liquéfaction principale. Ce refroidissement du GPL permet de faire en sorte que le GNL lourd soit à une température suffisamment basse et ne dégage pas trop de gaz lors de sa détente flash ultérieure. Lorsque le flux de GPL est refroidi dans les moyens de refroidissement 12, il peut être nécessaire d'ajuster la composition chimique de celui-ci afin d'éviter les risques de cristallisation ou de givrage des produits lourds (propane, butane et quantité minoritaire de C5+). Pour ce faire, on peut diluer le GPL avant refroidissement par un apport de gaz naturel (avant fractionnement) et / ou par un apport de la coupe Cl issue du R:A31000\31056 SNP\31056ù091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009 fractionnement et / ou par un apport de la coupe C2 issue du fractionnement et / ou par un apport de gaz naturel léger. Une fois formé, le GNL lourd subit généralement une étape de détente flash dans un ballon de détente flash du GNL lourd 14. On récupère des gaz de flash dans une deuxième ligne de collecte des gaz de flash 15. L'azote contenu dans le GNL lourd a tendance à se concentrer dans ces gaz de flash. A l'issue de la détente flash, le GNL lourd est typiquement à une température comprise entre -150°C et -160°C, à une pression légèrement supérieure à la pression atmosphérique (par exemple à une pression de 1,26 bar absolu) et il contient de préférence moins de 1 % d'azote. Il est alors envoyé vers une cuve de stockage de GNL lourd 16 (il est entendu que plusieurs cuves de stockage peuvent être prévues si nécessaire). Le GNL léger contenu dans la cuve de stockage de GNL léger 10 comprend typiquement : au moins 88 % de méthane, de préférence au moins 90 % de méthane, voire au moins 92 % de méthane ; une quantité de propane et butane inférieure ou égale à 2 %, de préférence inférieure ou égale à 1 %, voire inférieure ou égale à 0,5 % ; une quantité d'azote inférieure ou égale à 1%. une quantité d'éthane inférieure ou égale à 10 %, de préférence inférieure ou égale à 8 % ; une quantité d'hydrocarbures en C5+ inférieure à moi.. Le GNL lourd contenu dans la cuve de stockage de GNL lourd 16 comprend typiquement : - de 10 à 90 % de méthane, de préférence de 30 à 88 % de méthane, et de manière plus particulièrement préférée de 80 à 85 % de méthane ; de 5 à 90 % de propane et butane, de préférence de 5 à 60 % de propane et butane, et de manière plus particulièrement préférée de 10 à 30 % de propane et butane et idéalement de 10 à 15 0/0 de propane et butane ; une quantité d'azote généralement inférieure ou égale à 10/0 ; une quantité d'éthane inférieure ou égale à 10 %, de préférence inférieure ou égale à 8 % ; une quantité d'hydrocarbures en C5+ inférieure à 0,1 % R:A31000\31056 SNP\31056ù091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009 De manière générale, il est avantageux que la concentration de GPL dans le GNL lourd soit aussi élevée que possible, afin de minimiser la quantité de GNL lourd produit. Toutefois, d'un autre côté, il peut être souhaitable que le GNL lourd présente une densité inférieure ou égale à 500 kg/m3, et ce afin de pouvoir être transporté sans difficulté par un méthanier conventionnel. En moyenne, cela correspond à une concentration en butane et propane inférieure ou égale à environ 12 % (voir l'exemple ci-dessous ; le seuil exact dépend toutefois du ratio propane / butane et des autres composés présents, et notamment de la proportion d'éthane). Il est néanmoins possible, si la densité du GNL lourd est supérieure à celle admise par des bateaux standards (environ 500 kg/m3 maximum) de concevoir des bateaux spécifiques pour transporter des produits de densité supérieure au standard généralement admis par les transporteurs maritimes. Au niveau de la cuve de stockage de GNL léger 10, on prévoit de récupérer les gaz d'évaporation dans une première ligne de collecte de gaz d'évaporation 17. De même, au niveau de la cuve de stockage de GNL lourd 16, on prévoit de récupérer les gaz d'évaporation dans une deuxième ligne de collecte de gaz d'évaporation 18. La composition chimique des gaz d'évaporation respectifs est suffisamment proche, et donc leur poids moléculaire moyen est suffisamment voisin, pour que ces gaz d'évaporation (généralement à une pression de l'ordre de 1,06 bar absolu) puissent être comprimés par des moyens de compression de gaz 19 communs (la pression dans les dispositifs consommateurs étant de l'ordre de 4 à 50 bar voire plus en fonction du système énergétique envisagé : chaudières à vapeurs, moteurs / turbines à gaz voire export de gaz). Les gaz d'évaporation peuvent être de préférence mélangés avant leur compression mais peuvent également éventuellement être traités séparément (par exemple en parallèle) par les moyens de compression de gaz 19. Après la compression, ces gaz fournissent une partie du gaz de combustion (ou « fuel gas ») qui est consommé pour fournir de l'énergie à l'ensemble de l'installation. De même, la composition chimique des gaz de flash respectifs est suffisamment proche, et donc leur poids moléculaire moyen est suffisamment voisin, pour que ces gaz de flash puissent être comprimés par des moyens de compression de gaz 26 communs (la pression dans les dispositifs consommateurs étant de l'ordre de 4 à 50 bar voire plus en fonction du système énergétique envisagé : chaudières à vapeurs, moteurs / turbines à R:A31000\31056 SNP\31056ù091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009 gaz voire export de gaz). Les gaz de flash peuvent être de préférence mélangés avant leur compression mais peuvent également éventuellement être traités séparément (par exemple en parallèle) par les moyens de compression de gaz 26. Après la compression, ces gaz fournissent également une partie du gaz de combustion (ou « fuel gas ») qui est consommé pour fournir de l'énergie à l'ensemble de l'installation. Il est aussi envisageable d'avoir une compression unique à la place des deux compressions 19 et 26. Cependant compte tenu de la distance entre la zone des bacs de stockage et le train de liquéfaction il peut être économique de booster les gaz issus des bacs de stockage de GNL par des compresseurs de type soufflantes. En outre, il est possible de stocker le GNL lourd dans un état liquide sous-refroidi, c'est-à-dire n'occasionnant pas d'émission de vapeur de flash en marche normale. Ceci permet d'utiliser une cuve de stockage de taille plus petite. Le procédé selon l'invention peut être mis en oeuvre, et l'installation selon l'invention peut être positionnée, sur terre ou en mer, de préférence en mer, par exemple sur un support flottant ancré au fond marin ou sur une plateforme fixe. Il est également possible de prévoir que certaines opérations (amont) soient effectuées sur terre et d'autres opérations (aval) en mer. De manière avantageuse, le GNL lourd et le GNL léger, après leur stockage, sont transférés vers un navire 23 en vue de leur transport maritime jusqu'à un terminal de réception (non représenté). Le transfert vers le navire 23 est réalisé grâce à un système de transfert de GNL 22, de préférence unique, pouvant être alimenté par une ligne de soutirage de GNL léger 20 issue de la cuve de stockage de GNL léger 10 et par une ligne de soutirage de GNL lourd 21 issue de la cuve de stockage de GNL lourd 16. Selon un mode de réalisation alternatif, le système de transfert de GNL 22 est directement alimenté par la ligne d'amenée de GNL lourd 13 : dans ce cas, on se dispense de toute cuve de stockage de GNL lourd 16. Selon ce mode de réalisation (non représenté), c'est le GPL extrait qui est stocké dans une cuve de stockage, et qui est mélangé avec le GNL léger pour produire le GNL lourd directement lors du chargement du navire. Dans ce mode de réalisation, on remplace donc le stockage du GNL lourd par un stockage de GPL ; toutefois le GPL reste dans l'installation et n'est pas transféré vers des navires de transport. Toujours selon ce mode de réalisation, il peut être avantageux de sous-refroidir le GPL extrait avant son R:A31000\31056 SNP\31056ù091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009 stockage pour éviter l'émission de gaz d'évaporation et pour réduire la taille de la cuve de stockage. Dans les deux cas de figure, le GNL lourd et le GNL léger transitent avantageusement par un même système de transfert 22 vers le navire 23 (en prévoyant éventuellement une phase de purge entre le transfert d'un type de GNL et le transfert de l'autre type de GNL), ce qui constitue une simplification considérable dans le cadre d'une installation en off-shore. Toujours dans le cadre d'une installation off-shore, le système de transfert 22 comprend typiquement des bras articulés de chargement ou des flexibles / joints cryogéniques capables de supporter les températures très basses du GNL. Au cours du chargement du navire 23, on prévoit une ligne de retour de gaz d'évaporation 24. Le gaz d'évaporation collecté lors du chargement est utilisé en tant que gaz combustible dans l'installation. Il peut par exemple être mélangé aux gaz d'évaporation issus de la cuve de stockage du GNL léger 10 et / ou de la cuve de stockage du GNL lourd 16. Il est entendu que chaque navire 23 peut être chargé soit avec du GNL léger seulement, soit avec du GNL lourd seulement, soit successivement avec du GNL léger et du GNL lourd, chaque type de GNL étant alors stocké dans des citernes distinctes du navire. Afin de fournir du GNL présentant une valeur de PCS intermédiaire entre la valeur de PCS du GNL léger et celle du GNL lourd produits selon l'invention, il suffit de mélanger le GNL léger et le GNL lourd dans les proportions adéquates pour obtenir le PCS souhaité. Ce mélange peut être effectué : dans un terminal de réception de navires méthaniers ; ou directement dans l'installation selon l'invention, auquel cas le GNL issu du mélange peut être directement chargé dans les navires en utilisant toujours le système de transfert 22. EXEMPLE L'exemple suivant illustre l'invention sans la limiter. On applique le procédé de l'invention à un gaz naturel présentant la composition suivante (après désacidification, démercurisation et déshydratation) : azote : 1 % ; Cl : 87,6% ; C2 : 5,93% ; C3 : 1,80 % ; R:A31000\31056 SNP\31056ù091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009 C4 (isobutane et n-butane) : 0,87 % ; C5 : 0,47 % ; C6+ : 2,33 %. Les condensats (molécules en C5+) sont extraits, ainsi qu'une partie du GPL. On obtient ainsi un gaz naturel léger. Ce gaz naturel léger est liquéfié et stocké sous forme de GNL léger. Une partie du GNL léger est détournée avant la détente flash (ligne référencée 11 sur la figure 1) et mélangée avec le flux de propane et butane extrait du gaz naturel pour former du GNL lourd. On envisage trois cas de figure : GNL lourd formé à partir d'environ 90 % de GNL léger et de 10 de GPL (ci-après « GNL lourd 10 % »); GNL lourd formé à partir d'environ 75 % de GNL léger et de 25 de GPL (ci-après « GNL lourd 25 % ») ; et GNL lourd formé à partir d'environ 50 % de GNL léger et de 50 de GPL (ci-après « GNL lourd 50 % »). A titre de référence on considère également le GNL obtenu à partir du même gaz naturel après séparation des condensats mais sans extraction du GPL (« GNL avec GPL »). Les compositions et propriétés des différents types de compositions GNL envisagées (flux de GNL prêts au stade du transfert vers un navire) sont résumées dans le tableau 1 ci-dessous (la différence entre la proportion de GPL utilisée pour la fabrication du GNL lourd et la proportion de GPL finale présente dans le GNL lourd s'expliquant par la perte de méthane et d'azote lors du flash final) : GNL avec GNL léger GNL lourd GNL lourd GNL lourd GPL (témoin) 10 % 25 % 50 % N2 0,19 % 0,24 % 0,14 % 0,06 % 0,02 Cl 90,44 % 92,38 % 82,01 % 66,09 % 40,25 C2 6,73 % 6,9 % 6,33 % 5,46 % 3,84 C3 2,05 % 0,48 % 7,41 % 18 % 35,3 C4 0,98 % 0 % 4,08 % 10,31 % 20,49 C5+ 0 % 0 % 0,04 % 0,1 % 0,1 PCS 1115 1070 1266 1567 2060 btu/scfd btu/scfd btu/scfd btu/scfd btu/scfd Densité 456 kg/m3 442 kg/m3 500 kg/m3 564 kg/m3 640 kg/m3 T~ -158,1 °C -158,7°C -157,6°C -155,9°C -151,0°C T2 -160,15°C -160,5°C -159,4°C -157,5°C -152,6°C R:A31000\31056 SNP\31056ù091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009 17 Tableau 1 : composition et propriétés des flux GNL produits Dans le tableau ci-dessus, T~ représente la température du GNL dans le ballon de flash final et T2 représente la température du GNL au niveau du stockage. Les températures obtenues pour les GNL lourds sont compatibles avec les équipements et procédures existants pour la production et le transport de GNL. A titre de référence, la densité du GPL pur dans les conditions de stockage (environ 1080 mbar et température de -42°C pour le propane et ~o -5°C pour le butane) est d'environ 580 kg/m3. Par ailleurs, les caractéristiques des différents gaz récupérés pour fournir du gaz combustible sont résumées dans le tableau 2 suivant : Teneur Teneur Teneur Débit en N2 en Cl en C2+ (kmol/h) (%) (%) (%) Gaz combustibles issus de Flash (F) 11,05 88,94 0,01 2053 la production de GNL sans Evaporation (E) 5,75 94,24 0,01 1570 extraction de GPL (témoin) Total (F)+(E) 8,75 91,24 0,01 3623 Gaz combustibles issus de Flash (F) 8,22 91,76 0,02 3099 la production de GNL avec Evaporation (E) 6,36 93,63 0,01 682 extraction de GPL (témoin) Total (F)+(E) 7,89 92,1 0,01 3781 Gaz combustibles issus de Flash (F) 8,53 91,46 0,01 2303 GNL léger (si production de Evaporation (E) 6,61 93,38 0,01 568 GNL lourd 10 %) Total (F)+(E) 8,15 91,84 0,01 2871 Gaz combustibles issus de Flash (F) 7,91 92,08 0,01 761 GNL lourd 10 % Evaporation (E) 5,37 94,62 0,01 149 Total (F)+(E) 7,5 92,49 0,01 910 Gaz combustibles combinés Flash (F) 8,38 91,61 0,01 3064 issus de GNL léger et de Evaporation (E) 6,35 93,64 0,01 717 GNL lourd 10 % Total (F)+(E) 7,99 92 0,01 3781 Gaz combustibles issus de Flash (F) 8,53 91,46 0,01 2723 GNL léger (si production de Evaporation (E) 6,61 93,38 0,01 644 GNL lourd 25 %) Total (F)+(E) 8,16 91,83 0,01 3367 Gaz combustibles issus de Flash (F) 6,6 93,39 0,01 337 GNL lourd 25 % Evaporation (E) 3,53 94,46 0,01 72 R:A31000\31056 SNP\31056-091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009 Total (F)+(E) 6,05 93,94 0,01 410 Gaz combustibles combinés Flash (F) 8,32 91,67 0,01 3060 issus de GNL léger et de Evaporation (E) 6,35 93,69 0,01 716 GNL lourd 25 % Total (F)+(E) 7,93 92,06 0,01 3776 Gaz combustibles issus de Flash (F) 8,44 91,54 0,02 2906 GNL léger (si production de Evaporation (E) 6,54 93,45 0,01 669 GNL lourd 50 %) Total (F)+(E) 8,09 91,9 0,01 3575 Gaz combustibles issus de Flash (F) 5,07 94,91 0,02 155 GNL lourd 50 % Evaporation (E) 1,78 98,21 0,01 45 Total (F)+(E) 4,33 95,65 0,02 200 Gaz combustibles combinés Flash (F) 8,27 91,71 0,02 3061 issus de GNL léger et de Evaporation (E) 6,24 93,75 0,01 715 GNL lourd 50 % Total (F)+(E) 7,89 92,1 0,01 3775 Tableau 2 : caractéristiques des différentes sources de qaz combustible produit lors de la fabrication du GNL Dans chaque cas, la production totale de GNL (y compris GPL) est de l'ordre de 4,93 millions de tonnes par an. Les paramètres d'opération sont ajustés de telle sorte que la quantité totale de gaz combustible est similaire dans chaque cas. On constate que, sauf dans le cas où il n'y a pas d'extraction de GPL, les compositions de gaz d'évaporation et de gaz de flash sont voisines pour ~o tous les GNL produits. Par conséquent, l'équipement relatif aux gaz de flash, aux gaz d'évaporation, et aux systèmes de chargement et de transfert peut être partagé pour le GNL léger et le GNL lourd. R:A31000\31056 SNP\31056-091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009 5 15 20 25 30 35 REVENDICATIONS1. Procédé de traitement d'un gaz naturel contenant du propane et / ou du butane, comprenant les étapes suivantes : - extraction d'au moins une partie du propane et / ou du butane du gaz naturel pour fournir un gaz naturel léger ; - refroidissement et liquéfaction du gaz naturel léger pour fournir un gaz naturel liquéfié léger ; - mélange d'une partie du gaz naturel liquéfié léger avec le propane et / ou butane extrait pour fournir un gaz naturel liquéfié lourd ; l'étape de mélange étant effectuée dans une installation de production de gaz naturel liquéfié. 2. Procédé selon la revendication 1, comprenant une étape de désacidification, déshydratation et éventuellement démercurisation du gaz naturel avant l'étape d'extraction du propane et / ou du butane ; et dans lequel l'étape d'extraction du propane et / ou du butane est accompagnée d'une étape d'extraction des condensats du gaz naturel. 3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, comprenant une étape de refroidissement du propane et / ou butane extrait préalablement à son mélange avec une partie du gaz naturel liquéfié léger, de préférence jusqu'à une température comprise entre -100°C et -160°C, et de manière plus particulièrement préférée jusqu'à une température comprise entre -135°C et -145°C, ladite étape de refroidissement étant éventuellement précédée d'une étape d'ajout au propane et / ou butane extrait de gaz naturel ou de gaz naturel léger ou de méthane et / ou d'éthane. 4. Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, comprenant : le stockage du gaz naturel liquéfié léger ; et le stockage du gaz naturel liquéfié lourd ou le stockage du propane et / ou butane extrait avant l'étape de mélange. R:A31000\31056 SNP\31056ù091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009 5. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, comprenant : éventuellement, une détente flash du gaz naturel liquéfié léger et la récupération d'un premier gaz de flash issu de cette détente flash ; éventuellement, une détente flash du gaz naturel liquéfié lourd et la récupération d'un deuxième gaz de flash issu de cette détente flash ; la récupération d'un premier gaz d'évaporation issu du stockage du gaz naturel liquéfié léger ; la récupération d'un deuxième gaz d'évaporation issu du stockage du gaz naturel liquéfié lourd ; la fourniture d'un gaz combustible obtenu à partir du premier gaz d'évaporation, du deuxième gaz d'évaporation, éventuellement du premier gaz de flash et éventuellement du deuxième gaz de flash. 6. Procédé selon la revendication 5, dans lequel : le premier gaz d'évaporation et le deuxième gaz d'évaporation sont comprimés par des mêmes moyens de compression, séparément ou en mélange et / ou le premier gaz de flash et le deuxième gaz de flash sont comprimés par des mêmes moyens de compression, séparément ou en mélange ; ou le premier gaz d'évaporation, le deuxième gaz d'évaporation, le premier gaz de flash et le deuxième gaz de flash sont comprimés par des mêmes moyens de compression, séparément ou en mélange. 7. Procédé selon la revendication 5 ou 6, dans lequel la partie du gaz naturel liquéfié léger qui est mélangée avec le propane et / ou butane extrait est prélevée avant la détente flash du gaz naturel liquéfié léger ou est prélevée après la détente flash du gaz naturel liquéfié léger. 35 8. Procédé selon l'une des revendications 1 à 7, comprenant : le transfert du gaz naturel liquéfié léger et / ou du gaz naturel liquéfié lourd vers au moins un navire de transport ; et R:A31000\31056 SNP\31056ù091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009 10 15 20 25 30- éventuellement le transport du gaz naturel liquéfié léger et / ou du gaz naturel liquéfié lourd dans le navire de transport ; et dans lequel l'installation de production de gaz naturel liquéfié est de préférence en mer. 9. Procédé selon l'une des revendications 1 à 8, comprenant une étape de mélange de gaz naturel liquéfié léger et de gaz naturel liquéfié lourd pour fournir du gaz naturel liquéfié intermédiaire, ladite étape : étant effectuée dans un terminal de réception de navires de transport ; ou étant effectuée dans l'installation de production de gaz naturel liquéfié et étant éventuellement suivie du transfert du gaz naturel liquéfié intermédiaire vers au moins un navire de transport. 10. Procédé selon l'une des revendications 1 à 9, dans lequel, lors de l'étape de mélange d'une partie du gaz naturel liquéfié léger avec le butane et / ou propane extrait, la proportion de butane et / ou propane extrait est comprise entre 4 et 50 %, de préférence entre 5 et 25 %, de manière plus particulièrement préférée entre 6 et 12 %, par rapport au gaz naturel liquéfié lourd obtenu. 25 11. Installation de production de gaz naturel liquéfié comprenant : une unité d'extraction d'au moins une partie du propane et / ou du butane (3) du gaz naturel ; une ligne d'amenée de gaz naturel léger (25) et une ligne d'amenée de propane et / ou butane (5) issues de l'unité 30 d'extraction (3) ; une unité de refroidissement et liquéfaction du gaz naturel léger (6) alimentée par la ligne d'amenée de gaz naturel léger (25) ; une ligne d'amenée de gaz naturel liquéfié léger (7) issue 35 de l'unité de refroidissement et liquéfaction (6) ; une ligne de dérivation de gaz naturel liquéfié léger (11, 11 bis) issue de la ligne d'amenée de gaz naturel liquéfié léger (7) ; et R:A31000\31056 SNP\31056ù091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009 10 15 20une ligne d'amenée de gaz naturel liquéfié lourd (13), alimentée d'une part par la ligne de dérivation de gaz naturel liquéfié léger (11, Il bis) et d'autre part par la ligne d'amenée de propane et / ou butane (5). Installation selon l'une des revendications 11 à 13, comprenant : une cuve de stockage de gaz naturel liquéfié léger (10) alimentée par la ligne d'amenée de gaz naturel liquéfié léger (7) ; et 20 une cuve de stockage de gaz naturel liquéfié lourd (16) alimentée par la ligne d'amenée de gaz naturel liquéfié lourd (13) ou une cuve de stockage de propane et / ou butane sur la ligne d'amenée de propane et / ou butane (5). 25 15. Installation selon l'une des revendications 11 à 14, comprenant : éventuellement un ballon de détente flash de gaz naturel liquéfié léger (8) sur la ligne d'amenée de gaz naturel liquéfié léger (7) ; 30 éventuellement une première ligne de collecte de gaz de flash (9), issue du ballon de détente flash de gaz naturel liquéfié léger (8) ; éventuellement un ballon de détente flash de gaz naturel liquéfié lourd (14) sur la ligne d'amenée de gaz naturel 35 liquéfié lourd (13) ; éventuellement une deuxième ligne de collecte de gaz de flash (15), issue du ballon de détente flash de gaz naturel liquéfié lourd (14) ; R:A31000\31056 SNP\31056ù091216-texte depot.doc- 16 décembre 200912. 13. 14. Installation selon la revendication 11, comprenant une unité de désacidification, déshydratation et éventuellement démercurisation du gaz naturel (2), ainsi que des moyens d'extraction de condensats du gaz naturel (3). Installation selon la revendication 11 ou 12, comprenant des moyens de refroidissement de propane et / ou butane (12) sur la ligne d'amenée de propane et / ou butane (5). 5 10 15 25 30 35une première ligne de collecte de gaz d'évaporation (17), issue de la cuve de stockage de gaz naturel liquéfié léger (10) ; une deuxième ligne de collecte de gaz d'évaporation (18), issue de la cuve de stockage de gaz naturel liquéfié lourd (16) ; des moyens de production d'énergie, alimentés par la première ligne de collecte de gaz d'évaporation (17), la deuxième ligne de collecte de gaz d'évaporation (18), éventuellement la première ligne de collecte de gaz de flash (9) et éventuellement la deuxième ligne de collecte de gaz de flash (15). 16. Installation selon la revendication 15, comprenant : des moyens de compression de gaz combustible (19) en amont des moyens de production d'énergie, alimentés par la première ligne de collecte de gaz d'évaporation (17) et par la deuxième ligne de collecte de gaz d'évaporation (18) ; et / ou des moyens de compression de gaz combustible (26) en amont des moyens de production d'énergie, alimentés par la première ligne de collecte de gaz de flash (9) et par la deuxième ligne de collecte de gaz de flash (15) ; ou des moyens de compression de gaz combustible en amont des moyens de production d'énergie, alimentés par la première ligne de collecte de gaz d'évaporation (17), par la deuxième ligne de collecte de gaz d'évaporation (18), par la première ligne de collecte de gaz de flash (9) et par la deuxième ligne de collecte de gaz de flash (15). 17. Installation selon la revendication 15 ou 16, dans laquelle la ligne de dérivation de gaz naturel liquéfié léger (11, Il bis) est branchée en amont (11) ou en aval (11 bis) du ballon de détente flash de gaz naturel liquéfié léger (8). 18. Installation selon l'une des revendications 14 à 17, qui est de préférence une installation en mer, ladite installation comprenant un système de transfert de gaz naturel liquéfié (22) R:A31000\31056 SNP\31056ù091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009 19. 20. 20 21. 25 30vers un navire de transport (23), ledit système de transfert de gaz naturel liquéfié pouvant être alimenté : par la cuve de stockage de gaz naturel liquéfié léger (10) et par la ligne d'amenée de gaz naturel liquéfié lourd (13) ; ou par la cuve de stockage de gaz naturel liquéfié léger (10) et par la cuve de stockage de gaz naturel liquéfié lourd (16). Composition de gaz naturel liquéfié comprenant de 5 à 90 % de propane et butane, de préférence de 5 à 60 % de propane et butane, de manière plus particulièrement préférée de 10 à 30 0/0 de propane et butane et idéalement de 10 à 15 % de propane et butane. Procédé de production de gaz naturel liquéfié comprenant le mélange d'une composition de gaz naturel liquéfié léger avec une composition de gaz naturel liquéfié lourd, la teneur totale en propane et butane dans le gaz naturel liquéfié lourd étant supérieure à la teneur totale en butane et propane dans le gaz naturel liquéfié léger. Procédé selon la revendication 20, dans lequel : le gaz naturel liquéfié léger contient du propane et butane en une teneur totale inférieure ou égale à 2 %, de préférence inférieure ou égale à 1 %, idéalement inférieure ou égale à 0,5 % ; et le gaz naturel liquéfié lourd contient du propane et butane en une teneur totale comprise entre 5 et 90 %, de préférence entre 5 et 60 %, de manière plus particulièrement préférée entre 10 et 30 % et idéalement entre 10 et 15 %. R:A31000\31056 SNP\31056ù091216-texte depot.doc- 16 décembre 2009