FR 3161731 A1 20251031 FR 2409495 A 20240906 Des techniques selon l’invention permettent de réduire le torchage de gaz naturel lors du démarrage d’une usine de gaz naturel liquéfié (LNG). Dans un exemple, une alimentation en gaz naturel peut être fournie en guise d’entrée à une séquence d’unités de traitement de l’usine de LNG, où les unités de traitement génèrent des fluides traités en fonction de l’alimentation en gaz naturel. Les fluides traités peuvent être transmis à travers des composants de recyclage qui les transforment en un courant de gaz naturel recyclé. Le courant de gaz naturel recyclé peut ensuite être renvoyé vers une ou plusieurs entrées des unités de traitement, pour de ce fait recycler le gaz naturel plutôt que de le brûler à la torche. Figure pour l’abrégé : Fig. 1 Absence de torchage lors du démarrage d’une usine de gaz naturel liquéfié RÉFÉRENCE CROISÉE À DES DEMANDES APPARENTÉES La présente demande revendique la priorité, en vertu de l’article 119(e) du 35 U.S.C., de la demande française n° 2 404 418, intitulée « ZERO FLARING DURING THE STARTUP OF A LIQUID NATURAL GAS PLANT » (ABSENCE DE TORCHAGE LORS DU DÉMARRAGE D’UNE USINE DE GAZ NATUREL LIQUÉFIÉ) et déposée le 26 avril 2024, dont l’intégralité est incorporée ici à titre de référence. ARRIÈRE-PLAN Une usine de gaz naturel liquéfié (LNG) est une installation qui refroidit du gaz naturel à -260 °F (-162 °C), le transformant en liquide pour en faciliter le stockage et le transport. Le procédé consiste à éliminer les impuretés du gaz, puis à le refroidir jusqu’à son point de liquéfaction. Le LNG est stocké dans des réservoirs isolés et peut être transporté par bateau ou par camion. Arrivé à destination, il est mis sous pression, réchauffé et redevient un gaz pour être distribué et utilisé. Une usine de LNG peut comporter de nombreux composants (ou unités) qui travaillent ensemble pour traiter le gaz naturel. Par exemple, une usine de LNG peut comporter des composants de traitement de gaz d’alimentation pour éliminer les impuretés telles que le mercure, le dioxyde de carbone, des composés sulfurés et des hydrocarbures lourds du gaz naturel. Une usine de LNG peut également comporter des unités de liquéfaction qui refroidissent le gaz naturel jusqu’à sa température de liquéfaction en utilisant des procédés tels que la réfrigération ou le refroidissement par détente. Une usine de LNG peut également comporter des réservoirs de stockage, c’est-à-dire des réservoirs isolés qui stockent le gaz naturel liquéfié à des températures extrêmement basses (par exemple, -260 °F) et des stations de chargement de bateaux de LNG. Les composants de traitement de gaz d’alimentation peuvent comporter des séparateurs d’entrée, des colonnes de distillation qui séparent les liquides et les solides du courant de gaz naturel entrant. Les composants de traitement de gaz d’alimentation peuvent également comporter une unité d’élimination des gaz acides (AGRU) qui élimine les gaz acides tels que le dioxyde de carbone (CO 2 ) et le sulfure d’hydrogène (H 2 S) du courant de gaz naturel. Les composants de traitement de gaz d’alimentation peuvent également comporter une unité de déshydratation qui élimine la vapeur d’eau du gaz naturel afin d’éviter la formation de glace et la corrosion de l’équipement en aval. D’autres composants de traitement de gaz d’alimentation peuvent comporter une unité d’élimination du mercure qui élimine des traces de mercure du gaz naturel afin d’éviter d’endommager l’équipement en aval, et une unité de prétraitement d’hydrocarbures qui élimine des impuretés supplémentaires ou des hydrocarbures susceptibles de geler ou d’interférer avec le procédé de liquéfaction. Lors du démarrage d’une usine de LNG, le gaz naturel est souvent torché pour diverses raisons. Par exemple, le gaz naturel peut être torché pour des raisons de sécurité afin de s’assurer que tout gaz non brûlé est éliminé en toute sécurité, réduisant ainsi le risque de fuites ou d’accumulation de gaz combustibles à l’intérieur de l’usine. En outre, le gaz naturel peut être torché pour assurer la stabilité fonctionnelle car le torchage permet aux opérateurs de maintenir des conditions de fonctionnement stables en éliminant rapidement le gaz excédentaire qui ne peut pas être traité ou utilisé dans d’autres unités pendant la phase de démarrage. Cela permet d’atteindre les paramètres et les performances de fonctionnement adéquats des unités, et d’éviter les fluctuations de pression et de température dans l’usine, qui pourraient autrement perturber le procédé de démarrage. En outre, dans de nombreuses juridictions, la réglementation exige le torchage du gaz naturel excédentaire pendant les laps de temps de démarrage et d’arrêt afin de réduire au minimum les émissions de gaz à effet de serre et d’autres polluants. Lors du tout premier démarrage d’une usine de LNG, le torchage peut durer des semaines, voire des mois dans le pire scénario. RÉSUMÉ Un exemple de la présente description peut comporter un procédé de démarrage d’une usine de gaz naturel liquéfié (LNG). Le procédé peut comprendre les étapes consistant à : a) fournir une alimentation en gaz naturel en guise d’entrée à une séquence d’unités de traitement de l’usine de LNG, dans lequel les unités de traitement génèrent des fluides traités en fonction de l’alimentation en gaz naturel ; b) transmettre les fluides traités à travers des composants de recyclage qui transforment les fluides traités en un courant de gaz naturel recyclé ; et c) renvoyer le courant de gaz naturel recyclé vers une ou plusieurs entrées des unités de traitement, pour de ce fait recycler le gaz naturel plutôt que de le brûler à la torche. Un ou plusieurs exemples peuvent comporter le procédé du paragraphe précédent, dans lequel les composants de recyclage peuvent comporter des tambours de mélange qui combinent les sorties de deux unités de traitement ou plus. Les tambours de mélange peuvent comporter un tambour de purge chaude et un tambour de purge froide. Un ou plusieurs exemples peuvent comporter le procédé selon un quelconque paragraphe précédent, comprenant en outre la transmission d’une première partie du courant recyclé de gaz naturel du tambour de purge chaude à une première section de traitement de l’usine de LNG. Une seconde partie du courant de gaz naturel recyclé peut également être transmise du tambour de purge froide à une seconde section de traitement de l’usine de LNG. Le tambour de purge froide peut être situé en aval du tambour de purge chaude. Un ou plusieurs exemples peuvent comporter le procédé selon un quelconque paragraphe précédent, comprenant en outre la fourniture de la première partie du courant de gaz naturel recyclé à un premier ensemble d’unités de traitement de la première section de traitement. Le premier ensemble d’unités de traitement peut s’étendre d’une entrée de gaz de l’usine de LNG à une unité de récupération de Liquides de gaz naturel (LGN). La seconde partie du courant de gaz naturel recyclé peut également être fournie à un second ensemble d’unités de traitement de la seconde section de traitement. Le second ensemble d’unités de traitement peut se situer en aval de l’unité de récupération des NGL. Un ou plusieurs exemples peuvent comporter le procédé selon un quelconque paragraphe précédent, dans lequel les premiers fluides de vapeur étant passés par la première section de traitement sont mélangés et recyclés en vue de leur retraitement. Les seconds fluides de vapeur étant passés par la seconde section de traitement peuvent également être mélangés et recyclés en vue d’un retraitement. Un ou plusieurs exemples peuvent comporter le procédé selon un quelconque paragraphe précédent, comprenant en outre le mélange d’un premier ensemble de sorties des unités de traitement dans le tambour de purge chaude, avant de transmettre le premier contenu mélangé du tambour de purge chaude à la première section de traitement. Un second ensemble de sorties des unités de traitement peut également être mélangé dans le tambour de purge froide, avant de transmettre le second contenu mélangé du tambour de purge froide à la seconde section de traitement. Un ou plusieurs exemples peuvent comporter le procédé selon un quelconque paragraphe précédent, dans lequel les composants de recyclage mélangent et compriment les fluides traités provenant des unités de traitement de sorte que le courant de gaz naturel recyclé a une composition, une température et/ou une pression sensiblement similaires à l’alimentation en gaz naturel, de sorte que le courant de gaz naturel recyclé est compatible avec les unités de traitement au cours d’une phase de recyclage ultérieure. Un ou plusieurs exemples peuvent comporter le procédé selon un quelconque paragraphe précédent, comprenant en outre la fourniture d’un ensemble de sorties à partir d’un ensemble d’unités de traitement de la première section de traitement vers le tambour de purge chaude en transmettant l’ensemble de sorties à travers un ou plusieurs compresseurs vers le tambour de purge chaude. Le ou les compresseurs peuvent être accouplés fluidiquement entre l’ensemble des unités de traitement et le tambour de purge chaude. Un ou plusieurs exemples peuvent comporter le procédé selon un quelconque paragraphe précédent, comprenant en outre la fourniture d’un ensemble de sorties à partir d’un ensemble d’unités de traitement de la seconde section de traitement vers le tambour de purge froide en transmettant l’ensemble de sorties à travers un ou plusieurs compresseurs vers le tambour de purge froide. Le ou les compresseurs peuvent être accouplés fluidiquement entre l’ensemble des unités de traitement et le tambour de purge froide. Un ou plusieurs exemples peuvent comporter le procédé selon un quelconque paragraphe précédent, comprenant en outre la transmission d’un gaz d’entrée par une ligne de contournement d’une unité de déshydratation à un compresseur de gaz de régénération de l’unité de déshydratation, sans que le gaz d’entrée passe par les sécheurs de déshydratation de l’unité de déshydratation. Un ou plusieurs exemples peuvent comporter le procédé selon un quelconque paragraphe précédent, comprenant en outre la collecte de fluide dans un tambour de réinjection de liquides de gaz naturel (NGL) d’une unité de fractionnement en vue de son recyclage. Un ou plusieurs exemples peuvent comporter le procédé selon un quelconque paragraphe précédent, comprenant en outre la transmission d’un gaz d’entrée par une ligne de contournement de l’unité de fractionnement vers le tambour de réinjection de NGL, sans que le gaz d’entrée passe par un déséthaniseur et/ou un dépropaniseur. Un ou plusieurs exemples peuvent comporter le procédé selon un quelconque paragraphe précédent, comprenant en outre la répétition des étapes b) et c) au moins jusqu’à ce que les unités de traitement fonctionnent selon au moins un critère de fonctionnement prédéfini. Un autre exemple de la présente description peut comporter une usine de gaz naturel liquéfié (LNG) comprenant une séquence d’unités de traitement qui reçoivent une alimentation en gaz naturel en guise d’entrée ; et une pluralité de composants de recyclage accouplés fluidiquement aux unités de traitement. Les composants de recyclage peuvent recevoir les fluides traités provenant des unités de traitement et transformer les fluides traités en un courant de gaz naturel recyclé. Les composants de recyclage peuvent en outre renvoyer le courant de gaz naturel recyclé vers une ou plusieurs entrées des unités de traitement, pour de ce fait recycler le gaz naturel plutôt que de le brûler à la torche. Un ou plusieurs exemples peuvent comporter l’usine de LNG du paragraphe précédent, dans laquelle les composants de recyclage peuvent comporter des tambours de mélange qui combinent les sorties de deux unités de traitement ou plus. Les tambours de mélange peuvent comporter un tambour de purge chaude et un tambour de purge froide. Le tambour de purge froide peut être situé en aval du tambour de purge chaude. Un ou plusieurs exemples peuvent comporter l’usine de LNG selon un quelconque paragraphe précédent, comprenant en outre une première section de traitement et une seconde section de traitement. Le tambour de purge chaude peut être accouplé fluidiquement à la première section de traitement. Le tambour de purge froide peut être accouplé fluidiquement à la seconde section de traitement. Les composants de recyclage peuvent transmettre une première partie du courant de gaz naturel recyclé du tambour de purge chaude à la première section de traitement. Les composants de recyclage peuvent transmettre une seconde partie du courant de gaz naturel recyclé du tambour de purge froide à la seconde unité de traitement. Un ou plusieurs exemples peuvent comporter l’usine de LNG selon un quelconque paragraphe précédent, dans laquelle la première section de traitement peut comporter un premier ensemble d’unités de traitement allant d’une entrée de gaz de l’usine de LNG à une unité de récupération de liquides de gaz naturel (NGL). La seconde section de traitement peut comporter un second ensemble d’unités de traitement en aval de l’unité de récupération des NGL. Un ou plusieurs exemples peuvent comporter l’usine de LNG selon un quelconque paragraphe précédent, dans laquelle les composants de recyclage mélangent et compriment les fluides traités provenant des unités de traitement de sorte que le courant de gaz naturel recyclé a une composition, une température et/ou une pression sensiblement similaires à l’alimentation en gaz naturel, de sorte que le courant de gaz naturel recyclé est compatible avec les unités de traitement au cours d’une phase de recyclage ultérieure. Un ou plusieurs exemples peuvent comporter l’usine de LNG selon un quelconque paragraphe précédent, dans laquelle la séquence d’unités de traitement peut comprendre une unité de déshydratation qui comporte une première ligne de contournement qui transmet un gaz d’entrée à un compresseur de gaz de régénération de l’unité de déshydratation, sans que le gaz d’entrée passe par les sécheurs de déshydratation de l’unité de déshydratation. La séquence d’unités de traitement peut également comprendre une unité de fractionnement qui comporte un tambour de réinjection de liquides de gaz naturel (NGL). Le tambour de réinjection de NGL peut collecter les fluides de l’unité de fractionnement en vue de leur recyclage. L’unité de fractionnement peut comporter une seconde ligne de contournement qui transmet un gaz d’entrée au tambour de réinjection de NGL sans que le gaz d’entrée passe par un déséthaniseur et/ou un dépropaniseur. Un ou plusieurs exemples peuvent comporter l’usine de LNG selon un quelconque paragraphe précédent, comprenant en outre un ou plusieurs compresseurs accouplés fluidiquement entre les unités de traitement et le tambour de purge chaude. Le ou les compresseurs peuvent comporter un compresseur de gaz de régénération d’unité de déshydratation, un ou plusieurs compresseurs de CO 2 natif, un compresseur de surpression d’une unité de récupération de liquides de gaz naturel (NGL) ou un compresseur d’unité de récupération de torchère. La FIG. 1 montre un schéma fonctionnel d’un exemple d’une usine de gaz naturel liquide configurée pour recycler le fluide pendant une phase de démarrage selon certains aspects de la présente description. La FIG. 2 montre un organigramme de procédé d’un exemple d’une unité de déshydratation avec un contournement de déshydratation selon certains aspects de la présente description. La FIG. 3 montre un organigramme de procédé d’un exemple de tambour de purge chaude mélangeant les fluides de la régénération et du compresseur de CO 2 avant leur recyclage en amont, selon certains aspects de la présente description. FIG. 4 et FIG. 4 ci-dessous montrent des schémas fonctionnels d’exemples de configurations pour une unité d’élimination des gaz acides, à la fois lorsqu’il n’y a pas de production d’énergie (4A) et lorsqu’il y a une production d’énergie (4B) au niveau de l’usine de LNG, selon certains aspects de la présente description. FIG. 5 et FIG. 5 montrent des schémas fonctionnels d’exemples de configurations pour le démarrage de l’unité de déshydratation, à la fois lorsqu’il n’y a pas de production d’énergie (5A) et lorsqu’il y a une production d’énergie (5B) au niveau de l’usine de LNG, selon certains aspects de la présente description. La FIG. 6 montre un organigramme de procédé d’un exemple du schéma d’écoulement pour une unité de déshydratation selon certains aspects de la présente description. FIG. 7 et FIG. 7 montrent des schémas fonctionnels d’exemples de configurations pour le démarrage d’une unité de récupération des NGL, à la fois lorsqu’il n’y a pas de production d’énergie (7A) et lorsqu’il y a une production d’énergie (7B) au niveau de l’usine de LNG, selon certains aspects de la présente description. La FIG. 8 montre un organigramme de procédé d’un exemple du schéma d’écoulement pour l’unité de récupération des NGL selon certains aspects de la présente description. FIG. 9 , FIG. 9 et FIG. 9 montrent des schémas fonctionnels d’exemples de configurations pour le démarrage d’une unité de liquéfaction lorsque le stockage de LNG est chaud, à la fois lorsqu’il n’y a pas de production d’énergie (9A) et lorsqu’il y a une production d’énergie (9B-9C) au niveau de l’usine de LNG, selon certains aspects de la présente description. La FIG. 10 montre un organigramme de procédé d’un exemple d’utilisation d’un tambour de purge froide (par exemple, un tambour de purge froide) pour le démarrage de l’unité de liquéfaction, selon certains aspects de la présente description. FIG. 11 , FIG. 11 et FIG. 11 montrent des schémas fonctionnels d’exemples de configurations pour le démarrage de l’unité de liquéfaction lorsque le stockage de LNG est froid, à la fois lorsqu’il n’y a pas de production d’énergie (11A) et lorsqu’il y a une production d’énergie (11B-11C) au niveau de l’usine de LNG, selon certains aspects de la présente description. FIG. 12 , FIG. 12 et FIG. 12 montrent des schémas fonctionnels d’exemples de configurations pour le démarrage de l’unité de liquéfaction lorsqu’aucun agent réfrigérant n’est disponible, à la fois lorsqu’il n’y a pas de production d’énergie (12A) et lorsqu’il y a une production d’énergie (12B-12C) au niveau de l’usine de LNG, selon certains aspects de la présente description. La FIG. 13 montre un organigramme de procédé d’un exemple de configuration d’une unité de fractionnement dans lequel un dépentaniseur est conçu pour recevoir d’abord le gaz d’entrée, selon certains aspects de la présente description. La FIG. 14 montre un organigramme de procédé d’un exemple d’unité de fractionnement dans lequel un déséthaniseur et un dépropaniseur sont contournés, selon certains aspects de la présente description. La FIG. 15 montre un organigramme de procédé d’un exemple de démarrage d’un dépentaniseur/stabilisateur de condensat avec recyclage vers un stockage de condensat hors spécifications, selon certains aspects de la présente description. FIG. 16 et FIG. 16 montrent des schémas fonctionnels d’exemples de configurations pour le démarrage du dépentaniseur, à la fois lorsqu’il n’y a pas de production d’énergie (16A) et lorsqu’il y a une production d’énergie (16B) au niveau de l’usine de LNG, selon certains aspects de la présente description. FIG. 17 et FIG. 17 montrent des schémas fonctionnels d’exemples de configurations pour le démarrage du déséthaniseur et du dépropaniseur, à la fois lorsqu’il n’y a pas de production d’énergie (17A) et lorsqu’il y a une production d’énergie (17B) dans l’usine de LNG, selon certains aspects de la présente description. La FIG. 18 montre un organigramme de procédé d’un exemple d’un schéma de recyclage de l’unité de fractionnement, selon certains aspects de la présente description. DESCRIPTION DÉTAILLÉE Certains aspects et caractéristiques de la présente description se rapportent au recyclage de fluide (par exemple, du gaz naturel) utilisé pendant la phase de démarrage d’une usine de gaz naturel liquéfié (LNG), au lieu de torcher le gaz naturel, pour réduire de ce fait ainsi le volume de torchage. En particulier, la quantité de torchage peut être rendue nulle ou quasi nulle. Ce résultat est obtenu grâce à un système de recyclage des fluides qui est intégré à l’équipement existant de l’usine de LNG, de sorte qu’aucun équipement supplémentaire n’est nécessaire. Les techniques décrites ici peuvent être appliquées à diverses configurations d’installations différentes, telles qu’une usine électrique complète avec importation d’énergie électrique, une usine électrique complète avec production d’énergie sur site, ou une usine qui peut ou non disposer d’un agent réfrigérant de liquéfaction. Les techniques décrites ici peuvent également être appliquées lors d’un premier démarrage de l’usine de LNG (par exemple, le stockage chaud de LNG) ou d’un démarrage ultérieur. L’une des principales causes du torchage au cours du procédé de démarrage est que les unités sont normalement démarrées séquentiellement et que le gaz naturel fourni à chaque unité doit être éliminé par torchage jusqu’à ce que l’unité suivante soit prête à le recevoir. Un tel torchage peut entraîner d’importantes émissions de CO 2 . Un laps de temps typique de démarrage peut également être assez long (par exemple, 4 mois), avec un torchage continu ayant lieu pendant ce laps de temps. Dans ces conditions, il est courant de faire fonctionner l’installation à un débit moyen (typiquement 40 % de l’écoulement), qui est entièrement torché. Inversement, en utilisant des techniques décrites ici, il y a très peu ou pas de torchage. Une petite quantité de torchage peut se produire pour le refroidissement du stockage de LNG ou si l’unité de liquéfaction est démarrée dans une usine de LNG qui ne dispose pas de production d’énergie sur site, mais l’écoulement torché est toujours beaucoup plus faible (par exemple, 10 % de l’écoulement) et la durée du torchage est considérablement réduite, par exemple à 10 jours ou moins. Lorsque l’on compare ces deux options, les techniques décrites ici permettent de réduire de 98 % les émissions de CO 2 . Classiquement, les tentatives de réduction du torchage lors du démarrage d’une usine de LNG se heurtent à de nombreuses difficultés. Pendant le démarrage, les unités ne fonctionnent pas encore dans des conditions normales, de sorte que le gaz naturel peut varier en qualité et en conditions, telles que la composition, la pression et la température. Une usine de LNG peut également traiter plusieurs fluides différents qui doivent être gérés séparément pour éviter un quelconque problème. Il faut également prévoir un endroit où les fluides peuvent être éliminés jusqu’à ce que le LNG puisse être envoyé vers le stockage, sans être torché. En outre, des compresseurs ou des pompes de recyclage peuvent être nécessaires pour effectuer le recyclage, mais ils ne sont normalement pas fournis dans l’usine. Et en raison de contraintes financières, il n’est pas toujours possible d’ajouter de tels nouveaux compresseurs et de telles nouvelles pompes à la conception de l’usine. Les fluides recyclés peuvent également devoir être rendus compatibles avec les exigences de l’unité où ils sont recyclés, par exemple en termes de composition, de pression, et/ou de température. Il existe également d’autres défis associés à la tentative de réduire le torchage lors du démarrage d’une usine de LNG. Par exemple, après avoir été traité, un fluide recyclé peut également devoir être restauré à son état d’origine (par exemple, l’état dans lequel il se trouvait avant le traitement), afin de ne pas perturber l’unité dans laquelle il est renvoyé. Par exemple, divers aspects de la qualité du gaz tels que sa composition, sa pression, et/ou sa température peuvent être modifiées lors de son passage par une unité. Pour recycler le fluide sans affecter le fonctionnement des unités, il peut être nécessaire de restaurer l’état d’origine à l’entrée de l’unité avant le recyclage. En outre, les usines de LNG peuvent avoir des configurations et des spécificités différentes en fonction des projets. Par conséquent, les exigences et la séquence de démarrage peuvent varier d’une usine à l’autre. Par exemple, une usine entièrement électrifiée sans production d’énergie sur site serait différente d’une usine avec production d’énergie sur site. Pour aider à surmonter un ou plusieurs des défis susmentionnés, certains exemples de la présente description peuvent réutiliser des composants existants dans une usine de LNG dans le but de recycler les fluides. Par exemple, l’un quelconque des compresseurs suivants existant dans l’usine de LNG peut être utilisé pour aider au recyclage des fluides : - Compresseur de gaz de régénération d’unité de régénération - Compresseur de CO 2 natif - Compresseur de surpression d’unité de liquide de gaz naturel (NGL) - Compresseur de vapeur instantanée final et compresseur de gaz d’évaporation (BOG) De même, pour restaurer la composition originale du gaz naturel (par exemple, l’état dans lequel il se trouvait avant d’être traité pendant le démarrage), il peut être nécessaire de mélanger à nouveau les différents fluides qui ont été séparés dans les unités. Des tambours de mélange peuvent être utilisés à cette fin. Par exemple, les tambours de purge existants dans l’usine de LNG peuvent être utilisés à cette fin. Les purges de liquides et le recyclage des vapeurs peuvent être envoyés vers ces tambours, à partir desquels il est possible d’effectuer une gestion sans torchage. Plus spécifiquement, une installation de LNG est typiquement équipée de deux tambours de purge. L’un est utilisé pour l’extrémité chaude de l’installation et l’autre est utilisé pour l’extrémité froide de l’installation. Deux tambours sont utilisés car les fluides froids ne peuvent pas être mélangés avec des fluides chauds et humides. Certains exemples ici peuvent tirer avantage des deux tambours existants pour séparer les différents fluides et les recycler vers le bon endroit. Pour la section chaude, le compresseur de gaz de régénération de l’unité de déshydratation, le compresseur de CO 2 natif, et/ou le compresseur de surpression de l’unité de NGL peuvent être utilisés pour récupérer le gaz traité et pour le comprimer, avant de le renvoyer vers le tambour de purge de section chaude, où les différents fluides peuvent être mélangés à nouveau et recyclés dans le procédé par la suite. Pour mettre en œuvre cette fonctionnalité, le tambour de purge chaude peut fonctionner à la pression du procédé (haute). Pour la section froide, les différents fluides peuvent changer de pression et de température pendant le démarrage des unités froides. Il peut être souhaitable de stabiliser leur état avant de les recycler dans le procédé. À cette fin, les fluides traités peuvent être envoyés vers le tambour de purge cryogénique, qui peut fonctionner à basse pression. Le gaz peut ensuite être envoyé au compresseur de vapeur instantanée final et/ou au compresseur BOG où il peut être comprimé à nouveau. L’avantage à faire cela est que le gaz est à nouveau réchauffé lorsqu’il est comprimé. Il faut également tenir compte du fait que l’activité de démarrage doit être bien préparée à l’avance. Il peut être avantageux de mettre l’accent sur la formation des opérateurs à l’aide d’un simulateur d’entraînement au fonctionnement et d’activités de mise en service dynamique (par exemple, en démarrant l’équipement avec des fluides fictifs). En outre, il peut être souhaitable d’augmenter le nombre de personnes qualifiées et le nombre de postes de contrôle dans la salle de contrôle afin de permettre à un plus grand nombre d’opérateurs de panneaux d’agir simultanément. Tel que décrit ici, une nouvelle configuration de composants existants dans une usine de LNG peut être fournie pour obtenir un système dans lequel différents courants peuvent être récupérés et recyclés avec succès. Le recyclage peut être maintenu (par exemple, répété) au moins jusqu’à ce qu’un ou plusieurs critères prédéfinis soient satisfaits. Par exemple, le recyclage peut être maintenu jusqu’à ce que les unités de traitement fonctionnent individuellement ou collectivement selon un ou plusieurs critères de fonctionnement prédéfinis. Dans certains tels exemples, le recyclage peut être maintenu jusqu’à ce que certaines ou toutes les unités de traitement fonctionnent conformément à leurs propres critères respectifs. Dans d’autres exemples, le recyclage peut être maintenu jusqu’à ce que les unités de traitement fonctionnent collectivement conformément à un critère de fonctionnement global prédéterminé, de sorte que la combustion est réduite au minimum, par opposition à un torchage pendant toute la séquence de démarrage. En outre, le recyclage peut être maintenu aussi longtemps que nécessaire pour résoudre des problèmes ou effectuer d’autres tâches. Par exemple, si un problème survient, l’usine peut rester en état d’attente sans torchage jusqu’à ce que le problème soit résolu. Cela signifie que les unités en amont (où le gaz est recyclé) ne sont pas perturbées ni dérangées par le recyclage. Comme indiqué ci-dessus, pour mettre en œuvre le procédé de recyclage, les tambours de purge existants peuvent être utilisés en guise de tambours de recyclage et de mélange. Par exemple, le tambour de purge chaude pour la section chaude et le tambour de purge cryogénique pour la section froide peuvent être réutilisés à cette fin. Ces deux équipements étant normalement déjà présents dans toutes les installations, ils peuvent être réutilisés dans le but supplémentaire de réduire le torchage au cours de la procédure de démarrage, moyennant quelques modifications. Ces exemples illustratifs sont donnés pour présenter au lecteur l’objet général exposé ici et ne sont pas destinés à limiter la portée des concepts décrits. Les sections suivantes décrivent diverses caractéristiques et divers exemples supplémentaires en référence aux dessins dans lesquels les mêmes chiffres indiquent les mêmes éléments mais, comme les exemples illustratifs, ne doivent pas être utilisées pour limiter la présente description. En regardant maintenant la FIG. 1 , un schéma fonctionnel montre un exemple d’une usine de gaz naturel liquide 100 configurée pour recycler le fluide pendant une phase de démarrage selon certains aspects de la présente description. L’usine de gaz naturel liquide 100 peut être conçue comme ayant un « côté chaud » et un « côté froid ». Le côté chaud peut se référer à la moitié gauche du diagramme, y compris les composants 102 à 108, 120, 122, 124 et 126, parce que le gaz naturel est maintenu à une température plus chaude à travers ces composants. Le côté chaud peut également être appelé ici « première section de traitement », car il s’agit d’une première section de l’usine de LNG 100 qui comporte des unités de traitement. Le côté chaud peut comporter tout ou partie des unités de traitement depuis une entrée de gaz de l’usine de LNG 100 jusqu’à l’unité de récupération des NGL 110 (sans toutefois la comporter). Le côté froid peut se référer à la moitié droite du diagramme, y compris les composants 110 à 118, 128, 130 et 132, parce que le gaz naturel est maintenu à une température plus froide à travers ces composants que dans le côté chaud. Le côté froid peut également être appelé ici « seconde section de traitement », car il s’agit d’une seconde section de l’usine de LNG 100 qui comporte des unités de traitement. Le côté froid peut comporter tout ou partie des unités de traitement en aval de l’unité de récupération des NGL 110, y compris l’unité de récupération des NGL 110 elle-même. Le côté chaud peut comporter des installations d’entrée 102 accouplées fluidiquement à une unité d’élimination du mercure 104. L’unité d’élimination du mercure 104 peut être configurée pour éliminer le mercure d’une entrée de gaz naturel dans l’usine de LNG 100. L’unité d’élimination du mercure 104 peut être accouplée fluidiquement à une unité d’élimination des gaz acides (AGR) 106 configurée pour éliminer l’acide du gaz naturel. L’unité AGR 106 peut être accouplée fluidiquement à une unité de déshydratation 108 configurée pour éliminer l’eau du gaz naturel. Cela peut être important car la vapeur d’eau peut provoquer de la corrosion, geler par temps froid et diminuer l’efficacité. L’unité AGR 106 peut également être accouplée fluidiquement à un compresseur 120 (par exemple, un compresseur de CO 2 natif) configuré pour comprimer le dioxyde de carbone provenant de l’unité AGR 106. Le dioxyde de carbone comprimé peut ensuite être transmis par une liaison fluidique à une première unité de récupération des gaz de torche (FGRU) 122, également appelée ici « FGRU chaude », afin de contribuer au procédé de recyclage décrit plus en détail par la suite. Le côté chaud peut également comporter un premier tambour de purge 124, également appelé ici « tambour de purge chaude », et une unité de stockage de condensat hors spécifications 126, tous deux pouvant également être utilisés dans le procédé de recyclage, comme décrit plus en détail par la suite. Par exemple, le tambour de purge chaude 124 peut être utilisé comme tambour de mélange pour mélanger les composants fluidiques au cours du procédé de recyclage. Comme indiqué ci-dessus, l’usine de gaz naturel liquide 100 peut comporter un côté froid. Le côté froid peut comporter une unité de récupération des liquides de gaz naturel (NGL) 110, qui est accouplée fluidiquement à l’unité de déshydratation 108. L’unité de récupération des NGL 110 peut être configurée pour produire des liquides de gaz naturel et des condensats à partir du gaz naturel traité. L’éthane, le propane et les butanes sont des exemples de liquides de gaz naturel. L’unité de récupération des NGL 110 peut être accouplée fluidiquement à une unité de fractionnement 128 et à une unité de liquéfaction 112. L’unité de fractionnement 128 peut comporter un déméthaniseur, un déséthaniseur, un dépropaniseur et un débutaniseur pour séparer et récupérer le méthane, l’éthane, le propane, les butanes, respectivement, et tous les hydrocarbures à point d’ébullition plus élevé. L’unité de liquéfaction 112 peut condenser le gaz naturel en un liquide. L’unité de liquéfaction 112 peut condenser le gaz naturel en un liquide à une pression essentiellement atmosphérique en utilisant la réfrigération pour le refroidir à une basse température, par exemple -162 °C. L’unité de liquéfaction 112 peut être accouplée fluidiquement à une unité de stockage de LNG 114 pour stocker le gaz naturel liquéfié. L’unité de stockage de LNG 114 peut être accouplée fluidiquement à un compresseur, tel que le compresseur BOG 116, qui à son tour peut être accouplé fluidiquement à une unité d’élimination de l’azote (NRU) 118 dans des exemples impliquant l’importation d’énergie. Le NRU 118 peut être configuré pour éliminer l’azote du gaz naturel liquéfié avant qu’il ne soit utilisé dans un procédé en aval. Le côté froid peut également comporter une seconde FGRU 130, également appelée ici « FGRU froide », et un second tambour de purge 132, également appelé ici « tambour de purge froide » ou « tambour de purge cryogénique ». Ces composants peuvent faciliter le procédé de recyclage comme décrit plus en détail ci-dessous. Par exemple, le tambour de purge froide 132 peut être utilisé comme tambour de mélange pour mélanger les composants fluidiques au cours du procédé de recyclage. Comme le montre la FIG. 1 , le recyclage est réalisé par des transmissions de gaz naturel et d’autres fluides vers et depuis le premier tambour de purge 124, ainsi que par des transmissions de gaz naturel et d’autres fluides vers et depuis le second tambour de purge 132. En particulier, le premier tambour de purge 124 peut être accouplé fluidiquement à l’unité de déshydratation 108 et recevoir le gaz de régénération de l’unité de déshydratation 108. Le premier tambour de purge 124 peut également être accouplé fluidiquement à l’unité de récupération des NGL 110 et recevoir du gaz pauvre de l’unité de récupération des NGL 110. Le premier tambour de purge 124 peut en outre être accouplé fluidiquement au second tambour de purge 132 et recevoir des liquides recyclés du second tambour de purge 132. Le premier tambour de purge 124 peut mélanger ces composants fluides pour générer un gaz recyclé qui a une composition, une pression, une température ou une quelconque combinaison de celles-ci similaires au gaz d’origine entré dans l’unité AGR 106. En complément ou alternativement, le gaz recyclé du premier tambour de purge 124 peut être mélangé avec du CO 2 comprimé provenant du compresseur 120, selon les besoins du système. Dans certains exemples, le premier tambour de purge 124 peut être accouplé fluidiquement à l’unité de stockage de condensat hors spécifications 126. Le tambour de purge chaude 124 peut transmettre le gaz recyclé à l’unité de stockage de condensat hors spécifications 126 pour un stockage ultérieur. Le second tambour de purge 132 peut être utilisé dans un but similaire sur le côté froid. Par exemple, le second tambour de purge 132 peut être accouplé fluidiquement à l’unité de fractionnement 128 et recevoir la vapeur instantanée et les liquides de gaz naturel de l’unité de fractionnement 128. Dans certains exemples, l’unité de fractionnement 128 peut être accouplée fluidiquement à l’unité de stockage de condensat hors spécifications 126 pour le stockage des liquides. Le second tambour de purge 132 peut également être accouplé fluidiquement à l’unité de liquéfaction 112 et recevoir du gaz froid de l’unité de liquéfaction 112. Le second tambour de purge 132 peut mélanger ces composants fluides pour générer un gaz recyclé qui a une composition, une pression, une température ou une quelconque combinaison de celles-ci similaires au gaz d’origine entré dans l’unité de récupération des NGL 110. Le second tambour de purge 132 peut transmettre ce gaz recyclé au premier tambour de purge 124 et/ou au compresseur 116. À partir du compresseur 116, le gaz recyclé comprimé peut être renvoyé à l’unité de récupération des NGL 110 en guise d’entrée pour un cycle de traitement ultérieur. En utilisant le premier tambour de purge 124 du côté chaud et le tambour de purge froide 132 sur le côté froid pour mélanger les composants fluides, après que le gaz naturel a été traité par une ou plusieurs des unités de traitement (par exemple, les unités 102 à 112, 128), les tambours de purge 124, 132 peuvent générer un gaz recyclé qui est sensiblement similaire au gaz naturel d’origine qui a été entré dans une ou plusieurs des unités de traitement. Cela peut permettre au gaz recyclé d’être à nouveau entré dans les unités de traitement pour un cycle de traitement ultérieur sans endommager ou autrement affecter négativement le fonctionnement des unités de traitement au cours du cycle de traitement ultérieur. Comme le même courant de gaz naturel peut désormais être recyclé sans affecter négativement les unités de traitement, il peut être utilisé à plusieurs reprises sans qu’il soit nécessaire de le brûler à la torche. Divers composants décrits ci-dessus et ailleurs dans le présent document peuvent être appelés « composants de recyclage », car ils sont utilisés pour faciliter le procédé de recyclage. Par exemple, la FGRU chaude 122, le tambour de purge chaude 124, l’unité de stockage de condensat hors spécifications 126, la FGRU froide 130 et le tambour de purge froide 132 peuvent être considérés comme des composants de recyclage, puisqu’ils effectuent des étapes au cours du procédé de recyclage pour aider à recycler le gaz naturel. En outre, divers compresseurs décrits ici, tels que le compresseur BOG 116, peuvent être considérés comme des composants de recyclage s’ils sont utilisés au cours du procédé de recyclage. Maintenant qu’une vue d’ensemble du procédé de recyclage et des composants du recyclage a été donnée, des détails supplémentaires sur le fonctionnement de certaines des unités de traitement individuelles au cours du procédé de recyclage seront expliqués ci-dessous. Unité de déshydratation En ce qui concerne maintenant l’unité de déshydratation 108, la FIG. 2 montre un organigramme de procédé d’un exemple d’une unité de déshydratation 108 avec une ligne de contournement pour un contournement de déshydratation selon certains aspects de la présente description. L’unité de déshydratation 108 peut être accouplée fluidiquement à l’unité AGR 106 pour recevoir un gaz d’entrée, qui peut être un gaz hors spécifications. Le gaz d’entrée peut être transmis par un refroidisseur de gaz d’entrée avant d’être envoyé dans un séparateur sécheur 204. Le séparateur sécheur 204 peut être accouplé fluidiquement par une série de vannes à un ou plusieurs sécheurs de déshydratation, tels qu’un premier sécheur de déshydratation 206, un deuxième sécheur de déshydratation 208 et un troisième sécheur de déshydratation 210. Dans des conditions de fonctionnement normales, le gaz d’entrée peut être transmis à travers la série de sécheurs de déshydratation 206 à 210, un réchauffeur de gaz de régénération 216 et un préchauffeur de gaz de régénération 218. De là, le gaz traité peut être transmis à un refroidisseur d’air de gaz de régénération 212, qui peut refroidir le gaz de régénération et transmettre le gaz refroidi à un séparateur de gaz de régénération 214. Le séparateur de gaz de régénération 214 peut séparer les composants gazeux du gaz de régénération et transmettre un ou plusieurs desdits composants à un compresseur de gaz de régénération 220, également appelé ici compresseur de gaz de régénération par déshydratation, qui peut comprimer le gaz de régénération. Au cours du procédé de recyclage décrit ici, le compresseur 220 peut être réutilisé, en plus des premier et second tambours de purge, pour faciliter la mise en œuvre du procédé de recyclage. En particulier, lors du démarrage de toutes les unités de traitement en amont du compresseur 220, une ligne de contournement peut envoyer le gaz usagé directement au compresseur 220 au lieu de le brûler à la torche. Le compresseur 220 étant situé sur l’itinéraire de traitement en aval des sécheurs de déshydratation 206 à 210, les sécheurs de déshydratation 206 à 210 peuvent être contournés car ils risquent de ne pas pouvoir accepter de gaz non traité. Ainsi, la nouvelle voie de contournement représentée par une ligne en pointillé dans la FIG. 2 peut être activée par le biais d’une vanne 222, de sorte que les sécheurs de déshydratation 206 à 210 peuvent être contournés. Par conséquent, le gaz non traité peut être envoyé directement au compresseur 220, sans passer par les sécheurs de déshydratation 206 à 210. À partir du compresseur 220, le gaz peut être envoyé vers le tambour de purge chaude, qui peut être mis sous pression, avant d’être renvoyé dans le procédé en amont. Ce faisant, il n’y a pas de torchage. D’autres détails sur le tambour de purge chaude 124 sont illustrés dans la FIG. 3 . En particulier, la FIG. 3 montre un exemple de tambour de purge chaude 124 mélangeant les fluides du compresseur de gaz de régénération 220 de la FIG. 2 et du compresseur de CO 2 natif 120 de la FIG. 1 avant leur recyclage en amont. Le recyclage peut être réalisé, comme le montre la ligne en pointillés de la FIG. 3 , en transmettant le gaz recyclé du tambour de purge chaude 124 à l’unité AGR 106. De plus amples détails sur l’unité AGR 106 sont décrits ci-dessous. Unité d’élimination des gaz acides Les FIG. 4 -B montrent des schémas fonctionnels d’exemples de configurations d’usines de gaz naturel liquéfié 400, 402 pour le démarrage d’une unité AGR 106 selon certains aspects de la présente description. La FIG. 4 montre un exemple dans lequel il n’y a pas de production d’énergie au niveau de l’usine de gaz naturel liquéfié. La FIG. 4 montre un exemple dans lequel il y a une production d’énergie au niveau de l’usine de gaz naturel liquéfié. L’unité AGR 106 peut éliminer le gaz acide (généralement du CO 2) du courant de traitement. Lorsque l’unité AGR 106 est démarrée, le recyclage de ce même gaz peut être acceptable dans un premier temps. Toutefois, au fil du temps, le gaz peut commencer à contenir de moins en moins de CO 2 . Vers la fin, il peut être gênant de le renvoyer à l’entrée de l’unité AGR 106 car cela peut entraîner une émulsion ou un moussage. Pour éviter ce problème, il est possible de mélanger le gaz acide qui a été séparé du gaz d’alimentation au gaz recyclé, en utilisant le tambour de purge chaude 124 en guise de tambour de mélange pour le démarrage. Par exemple, il est possible d’installer une ligne entre le compresseur de CO 2 natif 120 et le tambour de purge chaude 124 et de démarrer le compresseur de CO 2 natif 120 à l’avance, de manière à ce qu’il soit prêt à l’avance (dans le cadre d’une mise en service dynamique à l’aide de bouteilles de CO 2 par exemple). On aura à l’esprit que, dans certains cas, la pression d’évacuation du compresseur de CO 2 natif 120 peut être trop élevée par comparaison avec la pression de fonctionnement du tambour de purge chaude 124. Si le gaz est prélevé dans l’évacuation du dernier étage, il peut être nécessaire de réduire la pression, ce qui peut entraîner une baisse considérable de la température. Pour éviter cela, le compresseur de CO 2 natif 120 peut être à vitesse variable ou le gaz peut être extrait d’un étage intermédiaire, plutôt que du dernier étage ; du compresseur de CO 2 120. Lorsque cette configuration est appliquée, il peut être souhaitable que l’écoulement de démarrage ne dépasse pas la capacité du compresseur de gaz de régénération de l’unité de déshydratation 108 (par exemple, le compresseur de gaz de régénération 220 de la FIG. 2 ), qui peut être, par exemple, un écoulement de 7 à 10 %. Ainsi, l’unité AGR 106 peut être démarrée avec un écoulement plus faible. Quelques exemples de débits de démarrage sont montrés dans les FIG. 4 -B, selon lesquels les pourcentages peuvent refléter des exemples de débits dans les composants correspondants, bien que les débits réels utilisés dans la pratique puissent dépendre des particularités de tels composants. Les lignes plus épaisses (en pointillés et pleines) peuvent représenter les voies d’écoulement actives par lesquelles le fluide s’écoule pendant l’opération de démarrage de l’unité AGR 106. Les lignes plus fines peuvent représenter des voies d’écoulement inactives par lesquelles aucun fluide ne peut circuler pendant l’opération de démarrage de l’unité AGR 106. Unité de déshydratation Les FIG. 5 -B montrent des schémas fonctionnels d’exemples de configurations d’usines de gaz naturel liquéfié 500, 502 pour le démarrage d’une unité de déshydratation 108 selon certains aspects de la présente description. La FIG. 5 montre un exemple dans lequel il n’y a pas de production d’énergie au niveau de l’usine de gaz naturel liquéfié. La FIG. 5 montre un exemple dans lequel il y a une production d’énergie au niveau de l’usine de gaz naturel liquéfié. Comme illustré sur les FIG. 5 -B, lors du démarrage de l’unité de déshydratation 108, la boucle de recyclage qui a été décrite pour le démarrage de l’unité AGR 106 peut également être poursuivie pour l’unité de déshydratation 108 ; ce n’est qu’à ce moment-là, que l’on peut confirmer que le gaz provenant de l’unité AGR 106 est conforme à la spécification pour le CO 2 et qu’il peut commencer à passer par les lits de sécheurs de déshydratation au lieu de les contourner. L’unité de déshydratation 108 peut rester en mode recyclage jusqu’à ce que le gaz sec soit confirmé et que l’unité de NGL 110 soit dégivrée/mise sous pression, et qu’elle soit prête à recevoir le gaz. Cela peut donner suffisamment de temps pour tester la séquence de sécheurs, et régénérer les sécheurs les uns après les autres, autant de fois que nécessaire. De manière similaire aux FIG. 4 -B, dans les FIG. 5 -B, les pourcentages peuvent refléter des exemples de débits dans les composants correspondants, bien que les débits réels utilisés dans la pratique puissent dépendre des particularités de tels composants. Les lignes plus épaisses (en pointillés et pleines) peuvent représenter les voies d’écoulement actives par lesquelles le fluide s’écoule pendant l’opération de démarrage de l’unité de déshydratation 108. Les lignes plus fines peuvent représenter les voies d’écoulement inactives par lesquelles aucun fluide ne peut circuler pendant l’opération de démarrage de l’unité de déshydratation 108. Dans l’unité de déshydratation 108, certaines vannes peuvent être activées pour établir un schéma d’écoulement à travers l’unité de déshydratation 108 pendant le démarrage. Un exemple d’un tel schéma d’écoulement est illustré à la FIG. 6 . Les lignes plus épaisses (en pointillés et pleines) peuvent représenter les voies d’écoulement actives pendant le démarrage de l’unité de déshydratation 108. Les lignes plus fines peuvent représenter les voies d’écoulement inactives par lesquelles aucun fluide ne peut circuler pendant l’opération de démarrage de l’unité de déshydratation 108. Comme illustré, une voie d’écoulement active peut transmettre le gaz à travers le refroidisseur de gaz d’entrée et le séparateur sécheur 204 dans un premier sécheur de déshydratation 206 et un deuxième sécheur de déshydratation 208. Le gaz peut être transmis du premier sécheur de déshydratation 206 et du deuxième sécheur de déshydratation 208 à travers le préchauffeur de gaz de régénération 218 et le réchauffeur de gaz de régénération 216 avant d’entrer dans un troisième sécheur de déshydratation 210. À partir du troisième sécheur de déshydratation 210, le gaz peut être transmis au refroidisseur d’air de gaz de régénération 212, puis au séparateur de gaz de régénération 214, avant d’entrer dans le compresseur de gaz de régénération 220. Enfin, le compresseur de gaz de régénération 220 peut transmettre le gaz recyclé au tambour de purge chaude (par exemple, le premier tambour de purge 124 de la FIG. 1 ). Unité de récupération des NGL Les FIG. 7 -B montrent des schémas fonctionnels d’exemples de configurations d’usines de gaz naturel liquéfié 700, 702 pour le démarrage d’une unité récupération des NGL 110 selon certains aspects de la présente description. La FIG. 7 montre un exemple dans lequel il n’y a pas de production d’énergie au niveau de l’usine de gaz naturel liquéfié. La FIG. 7 montre un exemple dans lequel il y a une production d’énergie au niveau de l’usine de gaz naturel liquéfié. Comme les figures précédentes, dans les FIG. 7 -B, les pourcentages peuvent refléter des exemples de débits dans les composants correspondants, bien que les débits réels utilisés dans la pratique puissent dépendre des particularités de tels composants. Les lignes plus épaisses (en pointillés et pleines) peuvent représenter les voies d’écoulement actives par lesquelles le fluide s’écoule pendant l’opération de démarrage de l’unité de récupération des NGL 110. Les lignes plus fines peuvent représenter les voies d’écoulement inactives par lesquelles aucun fluide ne peut circuler pendant l’opération de démarrage de l’unité de récupération des NGL 110. Avant de démarrer une quelconque unité froide ou cryogénique, il est souvent souhaitable d’éliminer, des lignes et de l’équipement, l’humidité de l’eau afin d’éviter son gel et le blocage de l’équipement. Cela se fait généralement en faisant passer du gaz sec dans les lignes et l’équipement. Cette opération est souvent appelée dégivrage. Le gaz sec absorbe l’eau et est ensuite éliminé. Une pratique courante consiste à torcher ce gaz parce qu’il est à basse pression et ne peut pas être recyclé facilement. Le gaz naturel est souvent choisi en guise de gaz sec pour le fluide de dégivrage car une fois réchauffé (par exemple, à 55 °C jusqu’à 60 °C), il élimine très efficacement l’eau et permet à l’équipement d’atteindre le niveau de sécheresse requis. Cependant, cela implique le torchage d’hydrocarbures, ce qui entraîne des émissions de CO 2 . Si l’ensemble du procédé de dégivrage est mis en œuvre à l’aide de gaz naturel, cela entraîne l’utilisation d’une plus grande quantité de gaz et donc du torchage. Dans certains exemples, il est possible de commencer le dégivrage avec de l’air sec ou de l’azote sec. Si l’on utilise d’abord de l’air sec, on peut ensuite utiliser de l’azote sec pour rendre inertes les unités. Un autre avantage de l’utilisation de fluides inertes est que l’activité de dégivrage peut commencer bien avant le démarrage de l’installation et l’arrivée du gaz. Cela élimine les contraintes de sécurité et l’activité de dégivrage peut être réalisée plusieurs semaines à l’avance. Ensuite, le dégivrage final au gaz naturel sec prend beaucoup moins de temps. En outre, au lieu de torcher le gaz naturel utilisé pour le dégivrage, dans certains exemples le gaz naturel peut être envoyé vers une unité FGR froide, telle qu’une FGRU froide 130 de la FIG. 1 . Si la capacité d’écoulement de l’unité FGR froide est limitée, l’écoulement de dégivrage peut être réduit et le temps nécessaire au dégivrage peut être augmenté. Si le gaz de dégivrage est humidifié lorsqu’il est utilisé, le gaz de dégivrage peut également être envoyé vers une unité FGRU chaude, telle qu’une FGRU chaude 122, à partir de laquelle le gaz peut être recyclé vers les unités en amont. Une fois le dégivrage de l’unité terminé, pour démarrer l’unité de récupération des NGL 110, l’unité de récupération des NGL 110 peut être mise sous pression et l’écoulement peut être progressivement établi à travers l’unité de récupération des NGL 110. Tout d’abord, un petit écoulement peut être utilisé pour refroidir progressivement l’unité de récupération des NGL 110 jusqu’à une température normale de fonctionnement. L’écoulement peut ensuite être augmenté progressivement au fur et à mesure que l’unité de récupération des NGL 110 se refroidit. Une fois l’écoulement établi, le gaz pauvre qui quitte le compresseur de surpression de l’unité de récupération des NGL 110 (par ex., compresseur de surpression 802 de la FIG. 8 ) peut être recyclé dans le procédé de la même manière que dans les unités précédentes. Il peut être renvoyé dans le tambour de purge chaude 124, où il peut être mélangé au CO 2 natif, au gaz de régénération de l’unité de déshydratation 108, et finalement retourner dans l’entrée de l’unité AGR 106. De cette façon, l’unité de récupération des NGL 110 peut rester en mode recyclage jusqu’à ce qu’elle soit stabilisée. Comme aucun nouveau gaz riche n’est introduit dans l’unité de récupération des NGL 110, la production excessive de liquide au bas de la colonne du déméthaniseur (par exemple, le déméthaniseur 804 de la FIG. 8 ) de l’unité de récupération des NGL 110 est également évitée. Cela signifie que l’unité de fractionnement 128 n’a pas besoin d’être démarrée immédiatement. Un problème potentiel qui peut résulter d’un manque de production de liquide est l’incapacité de démarrer le rebouilleur du déméthaniseur (par exemple, le rebouilleur du déméthaniseur 806 de la FIG. 8 ). Dans le cas où la colonne du déméthaniseur est exempte de liquide, et que le rebouilleur n’est pas démarré, le fond de la colonne du déméthaniseur peut se refroidir en dessous des températures acceptables. Cependant, le fait de remplir le fond de la colonne du déméthaniseur avec du butane avant le démarrage de l’unité, et de démarrer le rebouilleur à l’avance, peut éliminer ce problème. Dans l’unité de récupération des NGL 110, certaines vannes peuvent être activées pour établir un schéma d’écoulement à travers l’unité de récupération des NGL 110 pendant le démarrage. Un exemple d’un tel schéma d’écoulement est illustré à la FIG. 8 . Les lignes plus épaisses (en pointillés et pleines) peuvent représenter une voie d’écoulement active pendant l’opération de démarrage de l’unité de récupération des NGL 110. Les lignes plus fines peuvent représenter une voie d’écoulement inactive par laquelle aucun fluide ne peut circuler pendant l’opération de démarrage de l’unité de récupération des NGL 110. Dans cet exemple, le gaz d’alimentation peut entrer dans une boîte froide de NGL 808 et s’écouler vers un séparateur à basse température 810, moyennant quoi il peut être séparé. Une première partie du gaz d’alimentation peut être transmise à la partie supérieure de la colonne du déméthaniseur 804 et une seconde partie du gaz d’alimentation peut être transmise à la partie centrale du déméthaniseur 804. Le déméthaniseur 804 peut être configuré pour éliminer le méthane du gaz d’alimentation. Un rebouilleur de déméthaniseur 806 peut être accouplé au déméthaniseur 804 pour fournir de la chaleur au fond de la colonne du déméthaniseur 804. La partie supérieure du déméthaniseur 804 peut être accouplée fluidiquement à la boîte froide de NGL 808, qui peut recevoir le gaz déméthanisé de la colonne de déméthaniseur 804 et le transmettre à un compresseur de surpression 802. Un compresseur de surpression peut être un type spécialisé de compresseur d’air qui augmente la pression d’un gaz d’entrée (par exemple, jusqu’à 1 000 bars). Le compresseur de surpression 802 peut alors transmettre le gaz sous pression au tambour de purge chaude (par exemple, le premier tambour de purge 124 de la FIG. 1 ). Unité de liquéfaction En ce qui concerne l’unité de liquéfaction 112, lorsque l’unité de liquéfaction 112 est démarrée en mode recyclage, il se peut qu’il n’y ait pas ou très peu de production de liquides au niveau de l’unité de récupération des NGL 110. Cela signifie que l’unité de fractionnement 128 peut ne pas avoir besoin d’être démarrée avant le démarrage de l’unité de liquéfaction 112 et que, par conséquent, les composants réfrigérants nécessaires aux systèmes d’agent réfrigération de l’unité de liquéfaction 112 peuvent ne pas être produits. Ainsi, l’agent réfrigérant utilisé pour l’unité de liquéfaction 112 peut être prélevé dans le stockage d’agent réfrigérant disponible. Dans certains exemples, l’unité de liquéfaction 112 peut être démarrée lorsque le stockage de LNG 114 est chaud. Dans certains exemples, le gaz naturel liquéfié peut être utilisé pour refroidir les réservoirs de stockage de LNG, mais s’il n’est pas disponible, il est possible d’utiliser le gaz de l’unité de liquéfaction 112 qui devient progressivement plus froid au fur et à mesure que l’unité de liquéfaction 112 est démarrée pour refroidir progressivement l’équipement sans provoquer de choc thermique. Pendant le démarrage de l’unité de liquéfaction 112, du gaz froid est produit et peut être utilisé à cette fin si les deux unités sont démarrées simultanément. Le gaz ou la vapeur instantanée récupérés dans le stockage de LNG 114 peuvent alors être acheminés vers le compresseur BOG 116 au lieu d’être envoyés vers la torche. La destination du gaz provenant du compresseur BOG 116 peut dépendre de la configuration de l’installation, et plus précisément de la présence ou non d’une unité de production d’énergie dans l’usine de LNG 100. Quelques exemples de telles configurations sont illustrés dans les FIG. 9 -C. La FIG. 9 montre un schéma fonctionnel d’un exemple de configuration pour le démarrage de l’unité de liquéfaction lorsque le stockage de LNG 114 est chaud et qu’il n’y a pas de production d’énergie au niveau de l’usine de LNG 100. Les FIG. 9 -C montrent des schémas fonctionnels d’exemples de configuration pour le démarrage de l’unité de liquéfaction 112 lorsque le stockage de LNG 114 est chaud et lorsqu’il y a une production d’énergie au niveau de l’usine de LNG 100. Comme les figures précédentes, dans les FIG. 9 -C, les pourcentages peuvent refléter des exemples de débits dans les composants correspondants, bien que les débits réels utilisés dans la pratique puissent dépendre des particularités de tels composants. Les lignes plus épaisses (en pointillés et pleines) peuvent représenter les voies d’écoulement actives par lesquelles le fluide s’écoule pendant l’opération de démarrage de l’unité de liquéfaction 112. Les lignes plus fines peuvent représenter les voies d’écoulement inactives par lesquelles aucun fluide ne peut circuler pendant l’opération de démarrage de l’unité de liquéfaction 112. En complément, dans certains exemples l’unité de liquéfaction 112 peut être démarrée lorsque le stockage de LNG 114 est froid. Dans certains exemples, la procédure de démarrage peut être légèrement différente lorsqu’elle est effectuée après un arrêt antérieur (par exemple, lorsqu’il ne s’agit pas du premier démarrage de l’usine). En particulier, les réservoirs de stockage de LNG peuvent être trop froids pour recevoir le gaz chaud qui est produit au début par l’unité de liquéfaction 112. Afin d’éviter le choc thermique des différents éléments, une nouvelle destination pour le « gaz froid » généré par l’unité de liquéfaction 112 peut être utilisée. Le tambour de purge froide 132 peut être utilisé en guise de point de recyclage dans ce cas, puisqu’il est conçu pour recevoir du gaz qui devient progressivement plus froid. Un exemple est illustré à la FIG. 10 . Comme illustré, une vanne 1002 peut être activée pour établir une voie d’écoulement (ligne pointillée) de l’échangeur de chaleur cryogénique principal (MCHE) 1004 vers le tambour de purge froide 132. À partir du tambour de purge froide 132, le gaz peut être transmis au compresseur de vapeur instantanée final (le cas échéant) et/ou au compresseur BOG 116, et la destination à partir de là peut dépendre de la présence ou de l’absence d’une unité de production d’énergie au niveau de l’usine de LNG 100, comme décrit ci-dessus. Il est important de noter que la configuration d’écoulement peut changer au fur et à mesure que le démarrage progresse. Le gaz sortant de l’unité de liquéfaction 112 devient progressivement plus froid et, lorsqu’il atteint une température suffisamment basse, des liquides se forment dans le tambour de purge froide 132. L’écoulement peut ensuite être détourné vers l’itinéraire normal en direction du stockage de LNG 114, par exemple en désactivant la première vanne 1002 et/ou en activant une deuxième vanne 1006. Quelques exemples des écoulements susmentionnés sont illustrés dans les FIG. 11 -C. La FIG. 11 montre un schéma fonctionnel d’un exemple de configuration pour le démarrage de l’unité de liquéfaction 112 lorsque le stockage de LNG 114 est froid et qu’il n’y a pas de production d’énergie au niveau de l’usine de LNG 1100. Les FIG. 11 -C montrent des schémas fonctionnels d’exemples de configuration pour le démarrage de l’unité de liquéfaction 112 lorsque le stockage de LNG 114 est froid et lorsqu’il y a une production d’énergie dans les usines de LNG 1104 à 1106. Comme dans les figures précédentes, dans les FIG. 11 -C, les pourcentages peuvent refléter des exemples de débits dans les composants correspondants, bien que les débits réels utilisés dans la pratique puissent dépendre des particularités de tels composants. Les lignes plus épaisses (en pointillés et pleines) peuvent représenter les voies d’écoulement actives par lesquelles le fluide s’écoule pendant l’opération de démarrage de l’unité de liquéfaction 112. Les lignes plus fines peuvent représenter les voies d’écoulement inactives par lesquelles aucun fluide ne peut circuler pendant l’opération de démarrage de l’unité de liquéfaction 112. Dans certains exemples, l’unité de liquéfaction 112 peut être démarrée lorsqu’il n’y a pas d’agent réfrigérant disponible. Dans certains tels exemples, il peut être nécessaire de produire des agents réfrigérants à partir de l’unité de fractionnement 128. Ainsi, un écoulement d’alimentation d’arrivée de gaz vers l’installation peut être établi pour apporter l’agent réfrigérant à partir du gaz nécessaire à leur production. Les agents réfrigérants peuvent donc être produits progressivement, parallèlement au démarrage de l’unité de liquéfaction 112. Les agents réfrigérants peuvent être injectés dans la boucle de réfrigération progressivement au fur et à mesure de leur production. Quelques exemples de ce procédé sont illustrés dans les FIG. 12 -C. La FIG. 12 montre un schéma fonctionnel d’un exemple de configuration pour le démarrage de l’unité de liquéfaction 112 lorsqu’il n’y a pas d’agent réfrigérant disponible et lorsqu’il n’y a pas de production d’énergie au niveau de l’usine de LNG 1200. La FIG. 12 -C montre des schémas fonctionnels d’exemples de configurations pour le démarrage de l’unité de liquéfaction 112 à la fois lorsqu’il n’y a pas de réfrigérant disponible et lorsqu’il y a une production d’énergie au niveau de l’usine de LNG 1202 à 1204. Comme dans les figures précédentes, dans les FIG. 12 -C, les pourcentages peuvent refléter des exemples de débits dans les composants correspondants, bien que les débits réels utilisés dans la pratique puissent dépendre des particularités de tels composants. Les lignes plus épaisses (en pointillés et pleines) peuvent représenter les voies d’écoulement actives par lesquelles le fluide s’écoule pendant l’opération de démarrage de l’unité de liquéfaction 112. Les lignes plus fines peuvent représenter les voies d’écoulement inactives par lesquelles aucun fluide ne peut circuler pendant l’opération de démarrage de l’unité de liquéfaction 112. Unité de fractionnement En ce qui concerne l’unité de fractionnement 128, la séquence de démarrage de l’unité de fractionnement 128 peut dépendre de la configuration de l’unité. Dans certains exemples, pour réduire au minimum le torchage, il est possible d’utiliser une configuration dans laquelle la colonne du dépentaniseur peut être installée en premier. Un exemple d’une telle configuration est illustré à la FIG. 13 . Dans cet exemple, l’unité de fractionnement 128 est configurée de telle sorte que le dépentaniseur 1302 soit configuré pour recevoir le gaz d’entrée avant le déséthaniseur 1304 et le dépropaniseur 1306. Cette disposition peut permettre de faire fonctionner le dépentaniseur 1302 seul, sans le déséthaniseur 1304 et me dépropaniseur 1306 en service. Dans certains de ces cas, le déséthaniseur 1304 et le dépropaniseur 1306 peuvent être contournés à l’aide d’une ligne de contournement. Un exemple de contournement du déséthaniseur 1304 et du dépropaniseur 1306 est illustré à la FIG. 14 . Dans cet exemple, les liquides de gaz naturel récupérés au sommet du dépentaniseur 1302 peuvent être envoyés vers un tambour de réinjection de NGL 1402, à partir duquel ils peuvent être recyclés dans le procédé. Ceci peut être réalisé en activant une vanne de contournement 1404, ce qui entraîne le contournement de la partie enfermée de la figure (par exemple, le déséthaniseur 1304 et le dépropaniseur 1306). Il est d’usage de démarrer les colonnes de fractionnement en séquence. Au début du démarrage, les condenseurs de colonne peuvent avoir des difficultés à condenser vers un écoulement de tête de colonne en raison de la présence de composants trop légers qui ne peuvent pas se condenser. Par conséquent, les liquides ne sont pas générés à l’intérieur des tambours de reflux 1406 à 1410. Les vapeurs à l’intérieur des tambours de reflux 1406 à 1410 sont normalement torchées pendant ce laps de temps. En particulier, la stabilisation de chaque colonne peut prendre un certain temps et les liquides commencent finalement à s’accumuler à l’intérieur. Cependant, ils sont hors spécifications, et la colonne suivante ne peut pas les recevoir. De même, dans ce cas, il se peut que ces liquides doivent être éliminés de toute façon afin de ne pas déclencher les alarmes de niveau. Dans cette situation, la pratique habituelle consiste à les envoyer vers les séparateurs de torche, où ils finiront par s’évaporer et être torchés. Par conséquent, les principales sources de torchage sont typiquement le gaz d’évaporation provenant des tambours de reflux 1406 à 1410 des colonnes, et les liquides provenant du déséthaniseur 1304 et du dépropaniseur 1306. Pour résoudre ces problèmes, dans certains exemples, le dépentaniseur 1302 peut être démarré de telle sorte que, lorsqu’il reçoit des liquides formés dans le déméthaniseur de l’unité de récupération des NGL 110 (déméthaniseur 804 de la FIG. 8 ), les liquides collectés sur la tête de colonne contournent le déméthaniseur 1304 et le dépropaniseur 1306 et vont directement dans le stockage de condensat hors spécifications 126. Un exemple du procédé ci-dessus est illustré à la FIG. 15 , qui montre le recyclage vers le stockage de condensat hors spécifications 126. De même, les liquides collectés en bas du dépentaniseur 1302 peuvent être envoyés en premier lieu vers le stockage de condensat hors spécifications 126. Une fois que le dépentaniseur 1302 fonctionne normalement, et que les produits de tête et de fond sont confirmés conformes aux spécifications, les différents courants de produits peuvent être alignés sur la destination correcte. Le condensat peut être envoyé vers le stockage de condensat, et le liquide de tête peut être envoyé vers le tambour de réinjection de NGL. De là, il peut être pompé dans le courant de gaz d’alimentation au niveau de l’entrée de l’unité de liquéfaction 112. Ce faisant, cela permet de contourner le déséthaniseur 1304 et le dépropaniseur 1306 qui n’ont pas démarré. Les vapeurs évaporées provenant du tambour de reflux du stabilisateur de condensat, qui sont susceptibles de contenir C5+/BTEX, peuvent être transmises à une (par ex., une FGRU froide 130 de la FIG. 1 ) afin d’éviter le torchage. Les FIG. 16 -B montrent des schémas fonctionnels d’exemples de configurations pour le démarrage du dépentaniseur 1302, à la fois lorsqu’il n’y a pas de production d’énergie ( FIG. 16 ) et lorsqu’il y a une production d’énergie ( FIG. 16 ) dans l’usine de LNG 1600 à 1602. Comme dans les figures précédentes, dans les FIG. 16 -C, les pourcentages peuvent refléter des exemples de débits dans les composants correspondants, bien que les débits réels utilisés dans la pratique puissent dépendre des particularités de tels composants. Les lignes plus épaisses (en pointillés et pleines) peuvent représenter les voies d’écoulement actives par lesquelles le fluide s’écoule pendant l’opération de démarrage du dépentaniseur 1302. Les lignes plus fines peuvent représenter les voies d’écoulement inactives par lesquelles aucun fluide ne peut circuler pendant l’opération de démarrage du dépentaniseur 1302. Dans certains exemples, le déséthaniseur 1304 et le dépropaniseur 1306 peuvent être démarrés de telle sorte que, une fois qu’il a été confirmé que le courant de tête de la colonne du dépentaniseur 1302 ne contient pas de BTX (un mélange de benzène, touline et xylène), il peut être lentement envoyé vers le déséthaniseur 1304. Après un certain temps, l’écoulement vers le dépropaniseur 1306 devient également possible. Les liquides accumulés dans les fonds de colonne du déséthaniseur 1304 et du dépropaniseur 1306 peuvent d’abord être envoyés dans le tambour de réinjection de NGL 1402. Un refroidisseur peut être utilisé pour les refroidir avant qu’ils arrivent dans le tambour 1402. Les liquides hors spécifications peuvent s’accumuler à l’intérieur du tambour de réinjection de NGL 1402 dans un premier temps, mais il est probable que le volume du tambour ne soit pas suffisant pour les contenir pendant toute la durée de la procédure de démarrage. À un certain moment, une nouvelle destination peut donc être nécessaire pour la purge. Le tambour de purge froide 132 peut à nouveau être utilisé en guise de point de recyclage dans ce cas. Un chauffeur peut être présent à l’intérieur du tambour de purge froide 132 afin de vaporiser les liquides. La vapeur générée peut être à basse pression, auquel cas la vapeur ne peut pas être recyclée dans le procédé sans passer d’abord par le compresseur BOG 116. La destination après le compresseur BOG 116 peut dépendre de la capacité et de la pression d’évacuation du compresseur BOG 116. Les FIG. 17 -B montrent des schémas fonctionnels d’exemples de configurations pour le démarrage du déséthaniseur 1304 et du dépropaniseur 1306, à la fois lorsqu’il n’y a pas de production d’énergie ( FIG. 17 ) et lorsqu’il y a une production d’énergie ( FIG. 17 ) dans l’usine de LNG 1700 à 1702. Comme les figures précédentes, dans les FIG. 17 -B, les pourcentages peuvent refléter des exemples de débits dans les composants correspondants, bien que les débits réels utilisés dans la pratique puissent dépendre des particularités de tels composants. Les lignes plus épaisses (en pointillés et pleines) peuvent représenter des voies d’écoulement actives. Les lignes plus fines peuvent représenter des voies d’écoulement inactives. Les composants les plus légers à l’intérieur des liquides recyclés peuvent se vaporiser, tandis que les composants les plus lourds peuvent rester liquides. En installant une pompe, il est possible d’acheminer ces liquides dans le tambour de purge chaude 124, car le tambour de purge froide 132 pourrait ne pas être en mesure de contenir tous les liquides jusqu’à ce que l’unité de fractionnement 128 soit stabilisée. À partir du tambour de purge chaude 124, une pompe peut envoyer les liquides vers le stockage de condensat hors spécifications 126, qui est normalement grand et peut contenir les liquides jusqu’à ce que le démarrage soit finalisé. Une fois le démarrage terminé et l’unité de fractionnement 128 stabilisée, ces liquides peuvent être renvoyés vers l’entrée du stabilisateur de condensat par le biais d’un raccord existant. Un exemple du schéma de recyclage de l’unité de fractionnement 1800 est illustré à la FIG. 18 . Les lignes en pointillés peuvent représenter les voies d’écoulement susmentionnées. Par exemple, comme illustré, les liquides accumulés dans les fonds de colonne du déséthaniseur 1304 et du dépropaniseur 1306 peuvent d’abord être envoyés dans le tambour de réinjection de NGL 1402. Un refroidisseur peut être utilisé pour les refroidir avant qu’ils arrivent dans le tambour 1402. Les liquides hors spécifications peuvent être accumulés dans le tambour de réinjection de NGL 1402, puis transmis au tambour de purge froide 132, qui peut être utilisé en guise de point de recyclage dans ce cas. Les liquides contenus dans le tambour de purge froide 132 peuvent ensuite être transmis au tambour de purge chaude 124. La vapeur contenue dans le tambour de purge froide 132 peut être transmise à une FGRU et/ou au compresseur BOG 116 par le biais d’une ou de plusieurs liaisons fluidiques. Depuis le tambour de purge chaude 124, les liquides peuvent être acheminés vers le stockage de condensat hors spécifications 126. La vapeur contenue dans le tambour de purge 124 peut être transmise à une FGRU par le biais d’une liaison fluidique. La description qui précède de la divulgation, y compris les aspects et exemples illustrés, n’a été présentée qu’à titre d’illustration et de description et n’est pas destinée à être exhaustive ou limiter la divulgation aux formes précises divulguées. De nombreuses modifications, adaptations, et utilisations de celle-ci seront évidentes pour l’homme du métier sans s’éloigner de la portée de la présente divulgation. Des aspects et caractéristiques de chaque exemple divulgué peuvent être combinés avec tout autre exemple. Procédé de démarrage d’une usine de gaz naturel liquéfié (LNG), le procédé comprenant les étapes consistant à : a) fournir une alimentation en gaz naturel en guise d’entrée à une séquence d’unités de traitement de l’usine de LNG, dans lequel les unités de traitement génèrent des fluides traités en fonction de l’alimentation en gaz naturel ; b) transmettre les fluides traités à travers des composants de recyclage qui transforment les fluides traités en un courant de gaz naturel recyclé ; et c) renvoyer le courant de gaz naturel recyclé vers une ou plusieurs entrées des unités de traitement, pour de ce fait recycler le gaz naturel plutôt que de le brûler à la torche. Procédé selon la revendication 1, dans lequel les composants de recyclage comportent des tambours de mélange qui combinent les sorties de deux unités de traitement ou plus, les tambours de mélange comportant un tambour de purge chaude et un tambour de purge froide. Procédé selon la revendication 2, comprenant en outre : la transmission d’une première partie du courant de gaz naturel recyclé du tambour de purge chaude à une première section de traitement de l’usine de LNG ; et la transmission d’une seconde partie du courant de gaz naturel recyclé du tambour de purge froide à une seconde section de traitement de l’usine de LNG, le tambour de purge froide étant situé en aval du tambour de purge chaude. Procédé selon la revendication 3, comprenant en outre : la fourniture de la première partie du courant de gaz naturel recyclé à un premier ensemble d’unités de traitement de la première section de traitement, dans lequel le premier ensemble d’unités de traitement s’étend d’une entrée de gaz de l’usine de LNG à une unité de récupération de liquides de gaz naturel (LGN) ; et la fourniture de la seconde partie du courant de gaz naturel recyclé à un second ensemble d’unités de traitement de la seconde section de traitement, dans lequel le second ensemble d’unités de traitement est situé en aval de l’unité de récupération de LGN. Procédé selon la revendication 3, dans lequel des premiers fluides de vapeur étant passés par la première section de traitement sont mélangés et recyclés pour être retraités, et dans lequel des seconds fluides de vapeur étant passés par la seconde section de traitement sont mélangés et recyclés pour être retraités. Procédé selon la revendication 3, comprenant en outre : le mélange d’un premier ensemble de sorties des unités de traitement dans le tambour de purge chaude, avant de transmettre le premier contenu mélangé du tambour de purge chaude à la première section de traitement ; et le mélange d’un second ensemble de sorties des unités de traitement dans le tambour de purge froide, avant de transmettre le second contenu mélangé du tambour de purge froide à la seconde section de traitement. Procédé selon la revendication 1, dans lequel les composants de recyclage mélangent et compriment les fluides traités provenant des unités de traitement de sorte que le courant de gaz naturel recyclé a une composition, une température et/ou une pression sensiblement similaires à celles de l’alimentation en gaz naturel, de sorte que le courant de gaz naturel recyclé est compatible avec les unités de traitement au cours d’une phase de recyclage ultérieure. Procédé selon la revendication 3, comprenant en outre la fourniture d’un ensemble de sorties à partir d’un ensemble d’unités de traitement de la première section de traitement vers le tambour de purge chaude en transmettant l’ensemble de sorties à travers un ou plusieurs compresseurs vers le tambour de purge chaude, dans lequel le ou les compresseurs sont accouplés fluidiquement entre l’ensemble d’unités de traitement et le tambour de purge chaude. Procédé selon la revendication 3, comprenant en outre la fourniture d’un ensemble de sorties à partir d’un ensemble d’unités de traitement de la seconde section de traitement vers le tambour de purge froide par : la transmission de l’ensemble de sorties au tambour de purge froide par le biais d’un ou plusieurs compresseurs, dans lequel le ou les compresseurs sont accouplés fluidiquement entre l’ensemble d’unités de traitement et le tambour de purge froide. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre la transmission d’un gaz d’entrée par une ligne de contournement d’une unité de déshydratation à un compresseur de gaz de régénération de l’unité de déshydratation, sans que le gaz d’entrée passe par les sécheurs de déshydratation de l’unité de déshydratation. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre : la collecte de fluide dans un tambour de réinjection de liquides de gaz naturel (NGL) d’une unité de fractionnement en vue de son recyclage. Procédé selon la revendication 11, comprenant en outre : la transmission d’un gaz d’entrée par une ligne de contournement de l’unité de fractionnement vers le tambour de réinjection de NGL, sans que le gaz d’entrée passe par un déséthaniseur et/ou un dépropaniseur. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre la répétition des étapes b) et c) au moins jusqu’à ce que les unités de traitement fonctionnent selon au moins un critère de fonctionnement prédéfini. Usine de gaz naturel liquéfié (LNG) comprenant : une séquence d’unités de traitement qui reçoivent une alimentation de gaz naturel en guise d’entrée ; et une pluralité de composants de recyclage accouplés fluidiquement aux unités de traitement, dans laquelle les composants de recyclage reçoivent les fluides traités des unités de traitement et transforment les fluides traités en un courant de gaz naturel recyclé, dans laquelle les composants de recyclage renvoient en outre le courant de gaz naturel recyclé à une ou plusieurs entrées des unités de traitement, pour de ce fait recycler le gaz naturel plutôt que de le brûler à la torche. Usine de LNG selon la revendication 14, dans laquelle les composants de recyclage comportent des tambours de mélange qui combinent les sorties de deux unités de traitement ou plus, les tambours de mélange comportant un tambour de purge chaude et un tambour de purge froide, dans laquelle le tambour de purge froide est situé en aval du tambour de purge chaude. Usine de LNG selon la revendication 15, comprenant en outre une première section de traitement et une seconde section de traitement, et dans laquelle : le tambour de purge chaude est accouplé fluidiquement à la première section de traitement ; le tambour de purge froide est accouplé fluidiquement à la seconde section de traitement ; les composants de recyclage transmettent une première partie du courant de gaz naturel recyclé du tambour de purge chaude à la première section de traitement ; et les composants de recyclage transmettent une seconde partie du courant de gaz naturel recyclé du tambour de purge froide à la seconde unité de traitement. Usine de LNG selon la revendication 16, dans laquelle la première section de traitement comporte un premier ensemble d’unités de traitement depuis une entrée de gaz de l’usine de LNG jusqu’à une unité de récupération des liquides de gaz naturel (NGL), et dans laquelle la seconde section de traitement comporte un second ensemble d’unités de traitement en aval de l’unité de récupération des NGL. Usine de LNG selon la revendication 15, dans laquelle les composants de recyclage mélangent et compriment les fluides traités provenant des unités de traitement de sorte que le courant de gaz naturel recyclé a une composition, une température et/ou une pression sensiblement similaires à celles de l’alimentation en gaz naturel, de sorte que le courant de gaz naturel recyclé est compatible avec les unités de traitement au cours d’une phase de recyclage ultérieure. Usine de LNG selon la revendication 15, dans laquelle la séquence d’unités de traitement comprend : une unité de déshydratation qui comporte une première ligne de contournement qui transmet un gaz d’entrée à un compresseur de gaz de régénération de l’unité de déshydratation, sans que le gaz d’entrée passe par les sécheurs de déshydratation de l’unité de déshydratation ; et une unité de fractionnement qui comporte un tambour de réinjection de liquides de gaz naturel (NGL), dans laquelle le tambour de réinjection de NGL collecte les fluides de l’unité de fractionnement en vue de leur recyclage, et dans laquelle l’unité de fractionnement comporte une seconde ligne de contournement qui transmet un gaz d’entrée au tambour de réinjection de NGL sans que le gaz d’entrée passe par un déséthaniseur et/ou un dépropaniseur. Usine de LNG selon la revendication 15, comprenant en outre un ou plusieurs compresseurs accouplés fluidiquement entre les unités de traitement et le tambour de purge chaude, dans laquelle le ou les compresseurs comportent un compresseur de gaz de régénération d’unité de déshydratation, un ou plusieurs compresseurs de CO 2 natif, un compresseur de surpression d’une unité de récupération de liquides de gaz naturel (LGN), ou un compresseur d’unité de récupération de torche.