Brevet FR2547810A1 — publié le 19841228

L'invention concerne le traitement d'hydrocarbures, et plus particulièrement la séparation et la récupération d'éthane et d'hydrocarbures à point d'ébullition supérieur, à partir du méthane dans un courant de gaz naturel qui peut contenir ou non des constituants acides tels que CO 2 et H 25. Un courant de gaz naturel typique contient un mélange de constituants gazeux individuels dont certains peuvent être liquéfiés aux températures et pressions atmosphériques lorsqu'ils sont isolés Les quantités de chaque constituant varient d'un gaz à un autre, le méthane étant un constituant habituellement majoritaire D'autres constituants hydrocarbonés comprennent de l'éthane, du propane, de llisobutane, du butane normal, de l'isopentane, 15 du pentane normal, de l'hexane, de l'heptane, de l'octane et du nonane, dans l'ordre de la masse moléculaire croissante et de la température d'ébullition normale croissante. Habituellement, les gaz naturels contiennent certaines impuretés gazeuses telles que de l'azote, de l'anhydride 20 carbonique, du sulfure de carbonyle, de l'hydrogène sulfuré, des mercaptans, des disulfures et de l'eau Cependant, toutes ces impuretés, sauf l'eau et l'azote, sont éliminées par adoucissement. De nombreux procédés ont été utilisés pour extraire 25 des liquides de courants de gaz naturels Ces procédés comprennent l'absorption par l'huile, l'absorption par l'huile réfrigérée, la réfrigération simple, la réfrigération en cascade, la détente Joule-Thompson et la turbodétente cryogénique Des récupérations typiques pour ces procédés 30 sont données dans le tableau I. 15 20 25 30 35 TABLEAU I Comparaison de récupérations typiques de liquides I Procédé d'extraction Ethanel Propane Butanes Essence (%), (%) (%) (%) : O M Absorption 4 24 75 87 Absorption réfri gérée 15 65 90 95 Réfrigération simple 35 80 93 97 Réfrigération en cascade 70 96 99 100 Détente JouleThompson 75 96 99 100 Turbodétendeur 85 97 100 100 En résumé, l'absorption par l'huile, l'absorption par l'huile réfrigérée, la réfrigération simple et la réfrigération en cascade sont des procédés travaillant aux pressions de canalisation, sans chute de la pression gazeuse, mais la récupération de liquides souhaitables (éthane et constituants plus lourds) est très faible, sauf dans le cas du procédé de réfrigération en cascade qui demande des investissements et des coûts de fonctionnement très élevés, mais qui parvient à une bonne récupération de l'éthane et du propane Les procédés Joule-Thompson et à détente cryogénique parviennent à une récupération élevée de l'éthane en faisant tomber la pression de la totalité du gaz de charge, qui est principalement du méthane (généralement 80-85 %), mais la recompression de la plus grande partie du gaz d'entrée est très coûteuse. Dans tous les procédés indiqués ci-dessus, l'éthane et les constituants plus lourds sont récupérés suivant une configuration spécifique déterminée par leur composition dans le courant de gaz naturel brut et l'équilibre aux conditions clés de travail de pression et de température dans le procédé. En particulier, le procédé de réfrigération, qui récupère généralement 80 % du propane, exige également, en général, la récupération de 35 % de l'éthane Pour porter la récupération du propane au niveau de 95 % ou plus, la réfrigération en cascade, le procédé Joule-Thompson ou le procédé de turbodétente cryogénique doivent être utilisés en même temps que la récupération de l'éthane est portéeà 70 % ou plus, au prix d'un investissement en capital beaucoup plus élevé. Dans de mauvaises conditions économiques, lorsque le prix de l'éthane en tant que charge pétrochimique est inférieur à son prix équivalent en tant que combustible 10 et lorsque le prix du propane, pour une utilisation comme charge, est intéressant, le responsable d'une installation d'extraction de liquide de gaz naturel est limité quant au choix de fonctionnement D car il est incapable de minimiser La récupération de l'éthane et de maximiser la récupération de propane en réponse aux conditions du marché. En particulier, lorsque le prix de l'éthane en tant que charge pétrochimique est supérieur à sa valeur en tant que combustible alors que le prix du propane en tant que charge de propane n'est pas intéressant, aucun des procédés 20 mentionnés ci-dessus ne permet à un exploitant de récupérer sélectivement de l'éthane tout en rejetant le propane. Il existe des procédés d'extraction qui utilisent des liquides autres que des huiles hydrocarbonées pour éliminer les constituants acides, y compris H 2 S et C 02, et 25 l'eau Ces liquides comprennent la plupart des solvants physiques tels que carbonate de propylène, N- méthylpyrrolidone, triacétate de glycérol, éther diméthylique de polyéthylène-glycol, triéthylolamine, phosphate de tributyle et gammabutyrolactone. Les brevets des Etats-Unis d'Amérique N 3 362 133, N 3 770 622, N 3 837 143, N 4 052 176 et N 4 070 165 décrivent divers procédés de l'art antérieur pour extraire des constituants acides, des hydrocarbures plus lourds ou de l'eau de courants de gaz naturel. Comme indiqué au " 50th Annual Gas Processors Association Convention", 1719 Mars 1980, Houston, Texas, E.U A, dans un ouvrage intitulé "High C 02High H 2 S Removal with SELEXOL Solvent" de John W Sweny, la solubilité relative du CO 2 dans l'éther diméthylique de poljeéthylene-glycol (DMPEG) par rapport au méthane est de 15,0, tandis que celle du propane est de 15,3 La solubilité relative dans du D>SEG de H 25 car r:i;-cprt ai mitane etb 134 au lieu de 165 sur l'hexane Les solubilités relatives, dans le DMPEG, de i'isobutane et du butane normal et de l'isopentane et du pentane normal, sont comprises entre celles du CO 2 et du H 2 S Ces données indiquent que si du C 02 et du H 2 S sont présents dans un courant de gaz naturel qui contient des hydrocarbures plus lourds en 10 C 2 + souhaitables comme charges d'alimentation pour l'industrie pétrochimique, des quantités substantielles d'hydrocarbures en C 2 + se perdentavec les courants d'évent de C 02 et de H 2 S dans le cas d'un traitement au DMPEG. Un courant de gaz naturel est habituellement 15 saturé d'eau à sa température ambiante qui peut varier entre 24 et 49 C, de sorte que sa teneur en eau peut varier de 0,34 kg à plus de 0,85 kg par millier de mètres cubes dans les conditions normales Cependant, on rencontre souvent des difficultés en pompant un tel gaz naturel, à 20 moins que la teneur en eau soit réduite à une valeur inférieure à 0,2 kg, et de préférence inférieure à 0,12 kg d'eau par millier de mètres cubes de gaz naturel dans les conditions normales En ce qui concerne le point de rosée, un gaz naturel ayant un point de rosée de -10 C, et de préférence de -7 C ou moins, est généralement considéré comme pouvant être transporté en toute sécurité dans un pipeline Une déshydratation peut être effectuée dans une large plage de pressions allant de 100 à 35 000 k Pa, mais elle est habituellement réalisée aux pressions de canali30 sation de 3500-10 000 k Pa, et généralement proches de 7000 k Pa. Il existe néanmoins un besoin en un procédé dans lequel des hydrocarbures en C 2 + et de l'eau pourraient être retirés simultanément, à tout degré choisi, sans extraction 35 simultanée d'hydrocarbures de masse moléculaire inférieure, tels que le méthane. Il existe également un besoin en un procédé dans lequel tout gaz naturel, d'une qualité très corrosive à une qualité tout à fait douce, pourrait être manipulé par le même équipement en même temps qu'il est déshydraté et que les hydrocarbures plus lourds en sont récupérés. Cependant, les variations quotidiennes des con5 ditions du marché peuvent également faire chuter le prix d'un hydrocarbure liquide unique plus lourd que l'éthane au-dessous de son prix en tant que combustible, de sorte que cet hydrocarbure doit pouvoir être rejeté sélectivement; mais il n'existe actuellement aucun moyen permettant 10 de procéder ainsi sans rejeter également tous les constituants de masse moléculaire inférieure Par exemple, si le prix de l'éthane est inférieur à sa valeur en tant que combustible, il peut être rejeté avec le méthane, mais si le prix du propane est inférieur à sa valeur en tant que 15 combustible alors que le prix de l'éthane est supérieur à sa valeur en tant que combustible, il n'existe aucun procédé permettant de récupérer l'éthane et le butane et des hydrocarbures plus lourds (C 4 +) du courant de gaz naturel. Par conséquent, pour tous les constituants plus lourds que l'éthane, il existe un besoin en un moyen permettant de rejeter sélectivement l'un quelconque ou deux hydrocarbures choisis de masses moléculaires consécutives, qui sont plus lourds qu'un autre hydrocarbure récupérable 25 et souhaitable pouvant contenir de l'éthane En pratique, ces hydrocarbures qui peuvent être rejetés sélectivement sont le propane, les butanes, et le propane plus les butanes. L'invention a pour objet un procédé d'extraction 30 permettant de retirer sélectivement d'un courant de gaz naturel, par contact avec un solvant physique, des constituants hydrocarbonés en C 2 +, C 3 +, C 4 + ou C 5 +, conformément à une plage extrêmement large et souple de récupérations d'hydrocarbures, mais de préférence en atteignant 35 des récupérations d'hydrocarbures extrêmement élevées, afin d'en rejeter sélectivement les constituants en Cl+C 2, Cl-C 31 C 1-C 4 ou C 2-C 4 de masse moléculaire consécutive, et d'en récupérer sélectivement les constituants en C 2, en C 3 ou en C 2 +C 3. L'invention a également pour objet un procédé pour donner, à tout degré choisi, un gaz naturel résiduel de qualité convenant aux canalisations, comprenant unique5 ment des constituants hydrocarbonés indésirables d'un courant de gaz naturel, et pour produire, à tout degré choisi, un hydrocarbure liquide comprenant uniquement des constituants hydrocarbonés désirables. L'invention a également pour objet un procédé pour retirer sélectivement d'un courant de gaz naturel corrosif, par contact avec un solvant d'extraction hydrocarboné, des constituants en C 2 +, C 3 +, C 4 + ou C 5 +, de l'eau et des constituants acides, et pour séparer tous ces constituants du solvant et, dans le même équipement, 15 pour séparer ensuite les constituants acides des constituants en C 2 +, C 3 +, C 4 + ou C 5 + en phases liquides. L'invention a pour objet particulier d'utiliser un solvant physique comme solvant d'extraction d'hydrocarbure préféré et d'utiliser un éther dialkylique de polyéthylène ou de polypropylène-glycol, ou des mélanges de ces matières, comme solvant physique préféré. L'invention a également pour objet un procédé destiné à donner un gaz naturel résiduel à utiliser à des fins de combustion, ce gaz ayant une enthalpie comprise 25 dans une plage spécifiée. Un autre objet de l'invention a trait à un procédé pour produire un gaz naturel résiduel à utiliser en tant que charge d'alimentation pétrochimique, d'une composition spécifiée, par exemple formée de deux ou trois consti30 tuants en proportions déterminées, composition dans laquelle le métal constitue le diluant inerte. Conformément à ces objets et aux principes de l'invention, il est prévu un procédé utile lorsque des variations des prix de commercialisation d'hydrocarbures 35 individuels sous forme liquide font descendre le prix de commercialisation d'un hydrocarbure liquide particulier au-dessous de son prix en tant que combustible Ces prix varient quotidiennement Il est donc avantageux de pouvoir extraire la totalité des liquides hydrocarbonés tout en rejetant et renvoyant à la conduite de gaz résiduel un ou plusieurs hydrocarbures dont les prix sont au-dessous de leur valeur en tant que combustible L'usine d'extrac5 tion peut ainsi être exploitée constamment à des niveaux de profit optimaux. Une autre condition du marché peut reposer sur la préférence des clients, basée sur la nécessité de fournir des charges à une installation chimique, par exemple. 10 En particulier, une telle installation peut demander de l'éthane, des butanes et tous les hydrocarbures plus lourds, mais non du propane. L'invention apporte un perfectionnement à un procédé continu pour séparer d'un courant de gaz naturel 15 d'entrée de l'eau et des hydrocarbures plus lourds que le méthane, ce procédé consistant: 1) à extraire l'eau et les hydrocarbures plus lourds que le méthane du courant de gaz naturel à l'aide d'un solvant physique, aux pressions de canalisations et à un débit d'écoulement de sol20 vant suffisant pour produire un solvant riche contenant l'eau, un mélange d'hydrocarbures en Cl+,et un gaz naturel résiduel, de qualité convenant aux canalisations, qui est renvoyé à une canalisation, 2) à faire évaporer instantanément et successivement le solvant riche dans plusieurs étages de vaporisation, à des pressions diminuant progressivement, pour produire plusieurs fractions gazeuses successives en C 1 +, ayant des teneurs en méthane qui diminuent progressivement, et des mélanges liquides constitués de l'eau, du solvant et de mélanges d'hydrocarbures ayant des 30 teneurs en méthane diminuant progressivement, et 3) à régénérer le mélange liquide provenant du dernier des étages de vaporisation instantanée pour produire le solvant physique pour l'extraction Ce perfectionnement permet d'obtenir un courant de gaz naturel résiduel et un produit 35 hydrocarboné liquide ayant une composition qui peut être réglée sélectivement à pratiquement tout degré choisi conformément aux conditions du marché Ce réglage de la composition du produit hydrocarboné liquide permet au produit: ( 1) d'être constitué essentiellement de constituants hydrocarbonés en C 2 +, C 3 +, C 4 + ou C 5 +; ou ( 2) de contenir en totalité des constituants C 2 + ou C 3 +, sauf au moins un constituant intermédiaire, choisi dans le groupe comprenant les constituants en C 3 et en C 4, qui est combiné au courant de gaz résiduel; ou ( 3) de contenir d'autres constituants choisis du courant de gaz naturel d'entrée, à tout degré choisi Le procédé présente la possibilité de suivre au moins l'un des modes opératoires suivants, qui consiste: 10 A à faire varier sélectivement le débit d'écoulement du solvant par rapport au débit d'écoulement du courant de gaz naturel d'entrée pendant la première extraction afin de régler la composition du solvant riche par rapport à des constituants choisis du groupe comprenant de l'éthane, du propane, de llisobutane et du butane normal, tout en produisant le courant de gaz naturel résiduel; Bo à faire varier sélectivement les pressions de vaporisation instantanée des étages successifs de vaporisation instantanée pour régler la composition des 20 fractions gazeuses successives et du mélange liquide successif par rapport aux constituants choisis; C à recycler au moins la première des fractions gazeuses successives en C 1 + obtenues par vaxorisation instantanée, vers l'extraction pour extraire des quantités 25 maximales d'éthane et d'hydrocarbures plus lourds; D à rectifier au moins la dernière des fractions gazeuses successives en C 1 + afin de produire l'hydrocarbure liquide comprenant les constituants choisis et un courant gazeux de recyclage comprenant C 1, C 1 +C 2, C 1 +C 2 +C 3 ou 30 C 1 +C 2 +C 3 +C 4, pour le recycler vers l'extraction, par: 1) variation sélective de la pression de la rectification et/ou 2) variation sélective de la température des résidus de la rectification; E en seconde étape d'extraction, à extraire un courant de charge d'extraction, choisi dans le groupe comprenant le courant gazeux de recyclage, un courant gazeux provenant d'au moins l'un des divers étages de vaporisation instantanée, et des mélanges de ces courants, avec le solvant physique à un débit d'écoulement choisi qui détermine le degré choisi de récupération des constituants en C 2 + choisis dans un courant de solvant riche, la partie non extraite du courant de charge d'extraction étant recyclée vers l'extraction du courant de gaz naturel d'entrée; F à soumettre à une vaporisation instantanée le courant de solvant riche et à produire un courant de gaz simple obtenupar vaporisation instantanée, contenant les 10 constituants choisis en C 2 +, et un courant de solvant de fond; G à régénérer le mélange liquide provenant d'au moins le dernier des étages de vaporisation instantanée de l'étape B et le courant de solvant de fond de l'étape F pour produire le solvant physique destiné à la première extraction et à la seconde extraction; et H à diviser le courant de gaz obtenu par simple vaporisation instantanée et à produire un courant de produit de tête, choisi dans le groupe constitué de C 2, C 3 et C 2 +C 3, 20 et un courant de résidus, choisi dans le groupe constitué de C 3, C 4 et C 3 +C 40 le courant de résidus étant combiné au courant de gaz naturel résiduel de l'étape A et le courant de produit de tête étant combiné au produit hydrocarboné liquide de létape Do Si le courant de gaz naturel est corrosif, il est préférable qu'il soit adouci par contact avec un solvant chimique n'absorbant pas les hydrocarbures, tel qu'une amine, avant que le procédé d'absorption de l'invention soit mis en oeuvre Cependant, si une étape de prétraite30 ment avec une amine n'est pas économique dans la phase gazeuse, le courant de gaz naturel corrosif peut être traité par le procédé décrit Les constituants acides sont alors maintenus en solution en phase liquide ou en phase vapeur, ou bien en contact, respectivement, avec les cons35 tituants hydrocarbonés plus lourds jusqu'à ce que la solution ou le mélange, tel qu'un liquide, puisse être mis en contact avec un solvant chimique Etant donné que cet adoucissement par post-absorption est effectué en phase liquide, les capitaux investis pour l'équipement de traitement sont relativement bas. Lorsqu'un exploitant change les conditions de traitement pour produire un nouveau mélange liquide formé 5 de constituants de masses moléculaires successives, conformément aux besoins du marché, il doit considérer toutes les étapes de traitement A-H Il doit considérer chacune des étapes dans l'ordre indiqué, mais il ne doit pas nécessairement toutes les modifier Pour certains courants de 10 gaz naturel, une variation du débit d'écoulement de solvant et du recyclage, en plus de la rectification, convient, par exemple Cependant, pour la plupart des courants de gaz naturel, on obtient une efficacité optimale lorsque les huit conditions et étapes précédentes sont toutes utilisées Il est extrêmement aisé, par exemple, de récupérer au moins 99 % de propane avec 100 % d'hydrocarbures plus lourds et moins de 2 % d'éthane sans investissement supplémentaire, ou bien de récupérer plus de 98 % d'éthane et plus de 99 % de butanes avec tous les hydrocarbures plus lourds, et moins de 2 % de propane, sans investissement supplémentaire. La souplesse de ce procédé est illustrée par le tableau II qui suit Les quatre premières cases ou situations résument les possibilités d'extraction sélec25 tive d'hydrocarbures en C 2 + et en particulier le choix d'extraire ou non, puis de rejeter des hydrocarbures de masses moléculaires inférieures successives, c'est-à-dire C 1 +C 2 C 1 +C 2 +C 3 ou C 1 +C 2 +C 3 +C 4 Cependant, il convient de noter que C 4 se réfère à la fois à l'isobutane etau butane normal, que C 5 se réfère à la fois à l'isopentaneet à du pentane normal, ainsi qu'à tous les constituants plus lourds que C 5. Il convient également de noter que de petites quantités d'autres constituants souhaitables ou indésirables, 35 non indiqués dans le tableau II, peuvent être présentes Les constituants indiqués dans les divers courants sont ceux qui prédominent. Les quatre dernières cases ou situations du tableau résument les possibilités d'un traitement supplémentaire des hydrocarbures rejetés de l'unité de rectification, en plus de tous gaz résultant d'une vaporisation instantanée, qui ne sont ni recyclés vers la première unité d'extraction, ni dirigés vers l'unité de rectification Cette charge combinée est extraite dans la seconde unité d'extraction, avec une partie du même solvant physique que celui utilisé dans la première unité d'extraction. 10 Les hydrocarbures non extraits, qui sont du méthane ou du méthane plus de-l'éthane contenant de petites quantités d'hydrocarbures souhaitables telles que l'éthane oau le propane, sont dirigés vers la première unité d'extraction, et le courant de solvant riche provenant de la seconde unité d'extraction est dirigé vers l'unité de vaporisation instantanée unique Les hydrocarbures extraits et obtenus par vaporisation instantanée sont comprimés, refroidis et condensésg puis ils sont dirigés vers l'unité de séparation qui comporte un rebouilleur La pression de travail 20 et la temperature de fond des unités de rectification et de séparation peuvent être modifiées à volonté Le courant de tête provenant de l'unité de séparation est combiné à l'hydrocarbure liquide choisi produit provenant de l'unité de rectificationg et les résidus de l'unité de séparation 25 constituent le rejet choisi possédant une valeur en hydrocarbures liquides inférieure à sa valeur en tant que combustible et ils sont combinés au gaz résiduel de qualité convenant aux canalisations. H 'I E-î i Premier et second hydrocar bures non extraits + -, u I résidus de séparation + u S u - ' u u ủ gaz naturel résiduel Résidus de rectification+ + + + mf courant de tête de sépara + + + + U tion + hydrocarbures u, liquides Produits choisis consti tués du courant de tête I I I J N 1 de séparation Rejets constitués des résidus de séparation I I I, j ' Gaz obtenus par évapora I, , J 0 tion instantanée simple l I,, u o u A Hydrocarbures non extraits $ 'o provenant de la seconde I ', I o-, o , extraction G&az obtenus parvaporisaion instantanée + rejets de I I e _______À rectification, , i i uj o Rejets constitués du I 4 P courant de tête de rec u u O ci _tification U U -Produits constitués des résidus de rectification j ' tn W extraction o u u o o c O Rejets visés * n UH Uw Uw U Ql 4; N ' du cas I Ce procédé peut être mis en oeuvre pour éliminer les hydrocarbures liquides en C 2 + du courant de gaz naturel d'entrée et pour rejeter le méthane qu'il contient, au degré choisi, de manière que le produit liquide de la rectifica5 tion, utilisé à des fins de déméthanisation, comprenne jusqu'à 98 % d'éthane, tous les hydrocarbures plus lourds contenus dans le courant de gaz naturel d'entrée, et moins de 2 % du méthane qu'il contient, au degré choisi (cas I du tableau II). Par ailleurs, ce procédé peut être mis en oeuvre pour éliminer des hydrocarbures liquides en C 3 + du courant de gaz naturel et pour rejeter le méthane et l'éthane qu'ils contiennent au degré choisi, la rectification de l'étape D étant effectuée en tant que dé-éthanisation (cas II du tableau II) Le produit liquide de la dé-éthanisation comprend donc jusqu'à 99 % de propane, tous les hydrocarbures plus lourds présents dans le courant de gaz naturel et moins de 2 % d'éthane de ce gaz, au degré choisi. Ce procédé peut également être mis en oeuvre pour 20 récupérer des hydrocarbures liquides en C 4 + et pour rejeter du méthane, de l'éthane et du propane qu'ils contiennent, au degré choisi, la rectification de l'étape D constituant une dépropanisation qui donne un produit liquide comprenant environ 100 % des butanes, tous les hydrocarbures plus lourds 25 présents dans le courant de gaz naturel, et moins de 2 % d'éthane et de propane de ce gaz, au degré choisi (cas III du tableau II). En outre, le procédé peut être mis en oeuvre pour récupérer des hydrocarbures liquides en C 5 + du courant de 30 gaz naturel et pour rejeter l'éthane, le propane et le butane qu'ils contiennent au degré choisi, la rectification constituant une étape de débutanisation qui donne un produit liquide comprenant environ 100 % des pentanes, tous les hydrocarbures plus lourds présents dans le courant de gaz naturel, et moins de 2 % d'éthane, de propane et de butanes, au degré choisi (cas IV du tableau II). L'éthane et le propane peuvent être rejetés à peu près totalement lors de la première extraction et dans les étages multiples de vaporisation instantanée En variante, ils peuvent être partiellement rejetés lors de la première extraction, davantage rejetés dans les étages multiples de vaporisation instantanée, et pratiquement rejetés en totalité après avoir été soumis à l'opération de rectification; le premier ou les deux premiers courants de gaz résiduels sont généralement recyclés vers la première extraction et le dernier ou les deux derniers courants de gaz résiduels sont dirigés vers la rectification En seconde variante, ils 10 peuvent n'être rejetés que légèrement, voire pas rejetés du tout, dans la première extraction, modérément rejetés dans les étages de vaporisation instantanée, et rejetés principalement lors de la rectification, ou bien la totalité du gaz résiduel provenant des étages multiples de vaporisa15 tion instantanée peut alors être dirigée vers la déméthanisation L'une ou l'autre de ces variantes peut être utilisée pour le rejet sélectif du propane, conformément à l'invention, car une partie relativement faible du méthane et 98 % de l'éthane et du propane sont disponibles sous la forme 20 d'un courant de charge d'extraction pour la seconde unité d'extraction. Le rejet sélectif du propane, conformément au cas V du tableau II, est obtenu par mise en oeuvre de la rectification en tant que dépropanisation et par extrac25 tion à contre-courant du courant de charge d'extraction, contenant C 1, C 2 et C 3, avec le solvant physique dans la seconde extraction, de manière que C 1 soit retiré et renvoyé vers la première extraction Le solvant riche est alors soumis à une vaporisation instantanée unique, comprimé, condensé et traité dans l'unité de séparation qui est utilisée comme unité de dé-éthanisation, produisant ainsi du C 2 comme produit de tête qui est combiné à du C 4 + provenant de l'unité de rectification, et du C 3 comme produit résiduel, qui est combiné au gaz naturel résiduel provenant de la 35 première extraction. Conformément au cas VI du tableau II, le courant de charge d'extraction comprend essentiellement des hydrocarbures en C 1, C 2, C 3 et C 4, car l'unité de rectification est utilisée pour une fonction de débutanisation Après la seconde extraction, C 1 constitue principalement l'hydrocarbure non extrait qui est recyclé vers la première extraction, et C 2, C 3 et C 4 forment le courant de gaz résiduel vaporisé qui est dépropanisé dans le séparateur pour donner du C 4 comme courant résiduel rejeté vers la conduite de gaz résiduel et du C 2 +C 3 comme courant de produit de tête qui est combiné au courant de résidus provenant de l'unité de rectification utilisée à une fonction de débutanisation. 10 Conformément au cas VII du tableau Il, dans lequel des hydrocarbures liquides en C 5 + forment le résidu de l'unité de rectification utilisée comme unité de débutanisation, la première extraction et les étages multiples de vaporisation instantanée sont mis en oeuvre de manière que, 15 avec un recyclage des deux premiers courants de gaz résiduels vers la première extractions pratiquement la totalité des hydrocarbures en C 1 et la plusgrande partie des hydrocarbures en C 2 ne soient pas extraits et soient présents dans le courant de gaz naturel résiduel Les hydrocarbures 20 restants en C 2, en C 3 et en C 4 forment le courant de charge d'extraction pour la seconde extraction L'hydrocarbure en C 2 forme le courant de tête qui est recyclé vers la première extractions et les hydrocarbures en C 3 et C 4 sont extraits lors de la seconde extraction et dépropanisés dans 25 le séparateur pour mener des hydrocarbures en C 3 en tant que courant de tête qui est combiné aux hydrocarbures liquides en C 5 + pour former le produit hydrocarboné liquide. Le courant résiduel provenant de la dépropanisation effectuée dans le séparateur est constitué de C 4 qui est combiné 30 au courant de gaz naturel résiduel provenant de la première extraction. Conformément au cas VIII du tableau II, dans lequel des hydrocarbures liquides en C 5 + forment également le résidu de l'unité de rectification utilisée à une fin de débutanisation, la première extraction et les étages multiples de vaporisation instantanée sont mis en oeuvre et le recyclage du gaz résiduel ou de sortie est effectué de manière que pratiquement la totalité des constituants en C 2 soient extraits en plus de certains constituants en C 1. Le second courant de charge d'extraction comprend des hydrocarbures en C 1, C 2, C 3 et C 4 Le courant de tête de la seconde extraction est constitué de C 1, les gaz de vaporisation instantanée unique sont constitués de C 2, C 3 et C 4, le courant de tête de dé-éthanisation provenant du séparateur est constitué de C 2, et les résidus de dééthanisation sont constitués de C 3 et C 4 Le courant de gaz naturel résiduel combiné contient donc des hydrocar10 bures en C 1, C 3 et C 4 et le courant de produits hydrocarbonés liquides combinés contient des hydrocarbures en C 2 et C 5 +. Etant donné que le courant de charge gazeuse de la seconde unité d'extraction contient des quantités 15 de méthane notablement plus faibles que le courant de gaz naturel d'entrée arrivant à la première unité d'extraction, les pressions partielles relatives des hydrocarbures plus lourds se trouvant dans la charge du second extracteur sont beaucoup plus élevés Cette situation abaisse notablement les demandes en solvant de la seconde unité d'extraction (dans la plage de 0,14 à 28 m 3 par millier de mètres cubes de charge du second extracteur, dans des conditions normales) par rapport aux demandes en solvant de la première unité d'extraction ( 0,71 à 71 m 3 par millier de mètres cubes de gaz naturel d'entrée constituant la charge du premier extracteur, dans des conditions normales), pourvu que les première et seconde unités d'extraction travaillent à la même pression. Cependant, aucun facteur extérieur ne demande 30 que la pression régnant dans le second extracteur soit égale à celle régnant dans le premier extracteur, car le premier extracteur travaille généralement aux pressions des canalisations du gaz résiduel Une pression minimale de 2700 k Pa est essentielle pour la seconde unité d'extrac35 tion Etant donné que la compression des gaz est très coûteuse, il peut être préférable de faire travailler la seconde unité d'extraction à une pression aussi proche que possible de 2700 k Pa et, par conséquent, de perdre l'avan- tage de la concentration d'hydrocarbures plus lourds dans la charge du second extracteur,ce qui produit des pressions partielles plus élevées En d'autres termes, il peut être préférable d'utiliser des débits d'alimentation en solvant de la seconde unité d'extraction plus élevés, similaires à ceux demandés pour la première unité d'extraction, à savoir de 0,71 à 71 m 3 par millier de mètres cubes de charge d'extraction, dans des conditions normales En général et suivant les pressions régnant dans les extrac10 teurs, les débits d'écoulement de solvant vers les premier et second extracteurs peuvent donc varier de 0,14 à 0,71 m 3/km 3 de charge, dans des conditions normales. Le solvant physique préféré dans l'invention doit être sélectif envers l'éthane et les constituants hydro15 carbonés plus lourds du courant de gaz naturel d'entrée, par rapport au méthane, de manière que la volatilité relative du méthane par rapport à l'éthane soit d'au moins ,0 et que la capacité de charge d'hydrocarbures, définie par la solubilité de l'éthane dans le solvant, soit d'au 20 moins 1,77 m 3 d'éthane par m 3 de solvant, dans les conditions normales. Le solvant physique est choisi dans le groupe constitué d'éthers dialkyliques de polyalkylène-glycol, de N-méthylpyrrolidone, de diméthylformamide, de carbonate 25 de propylène, de tétraméthylsulfone, de triacétate de glycérol, de triéthanolamine, de phosphate de tributyle, et de gamma-butyrolactone Le solvant est de préférence choisi dans le groupe constitué d'éther diméthylique de polyéthylène-glycol, d'éther diméthylique de polypropylène30 glycol, d'éther diméthylique de tétraméthylène-glycol, et de mélanges de ces matières, et le solvant est,de façon encore plus préférable, de l'éther diméthylique de polyéthylène-glycol contenant 3-10 motifs éthylène et ayant une masse moléculaire de 146 à 476. La régénération du solvant est effectuée par application de chaleur à un rebouilleur pour produire un courant de vapeur de tête qui est refroidi, condensé, stabilisé, pompé et renvoyé vers le générateur en tant que reflux, après élimination de l'excédent d'eau résiduelle. En général, le débit d'écoulement choisi du solvant est compris entre 0, 14 et 71 m 3 par millier de mètres cubes de courant de gaz naturel dans des conditions normales. Les pressions choisies de vaporisation instantanée effectuée dans les étages successifs varient entre 8960 k Pa et 14 k Pa La température des résidus des unités de rectification et de séparation varie entre -18 C et C. L'invention sera décrite plus en détail en regard des dessins annexés à titre d'exemple nullement limitatif et sur lesquels: la figure 1 est un schéma simplifié montrant les liaisons entre les opérations fondamentales effectuées 15 conformément à l'invention; et la figure 2 est un schéma de fonctionnement détaillé illustrant schématiquement diverses combinaisons de formes préférées de réalisation pour traiter, à la fois, des gaz naturels doux et corrosifs dont la teneur en eau 20 peut atteindre la saturation. Le schéma simplifié de la figure 1 associe les procédés, tels qu'indiqués aux cas I à IV du tableau II, qui produisent un courant de recyclage constitué d'hydrocarbures de masses moléculaires descendant successivement, 25 ces hydrocarbures étant choisis parmi les hydrocarbures en C 1 à C 4, et les procédés tels qu'indiqués aux cas V à VIII du tableau II, qui extrayent de ce courant de recyclage tous hydrocarbures en C 1 et C 2 pour les recycler vers la première extraction, puis qui retirent les hydrocarbures 30 en C 2, C 3 ou C 2 +C 3 pour les combiner aux produits hydrocarbonés liquides provenant de la rectification. Comme indiqué globalement sur la figure 1, un gaz naturel doux ou corrosif 13 d'entrée arrive à la première unité 10 d'extraction qui reçoit également un sol35 vant par une conduite 55 et des matières recyclées par des conduites 22, 92 et 152 Le gaz non extrait sort par une conduite 12 et du solvant riche sort par une conduite 15 pour arriver à des étages multiples de vaporisation instan- tanée 20, 30, 40, 70 Les matières vaporisées sont dirigées vers une unité 90 de rectification par une conduite 42, vers une seconde unité 150 d'extraction par une conduite 137, et vers la première 10 d'extraction par une conduite 22 Le solvant s'écoule des étages multiples 20, 30, 40 et 70 de vaporisation vers une unité 50 de régénération de solvant par une conduite 45, et du solvant supplémentaire arrive par une conduite 165 Ce solvant régénéré revient à la première unité 10 d'extraction par une con10 duite 55 et à la seconde unité 150 d'extraction par une conduite 141. Les hydrocarbures de tête ou rejetés, de masses moléculaires progressivement inférieures, sont recyclés de l'unité 90 de rectification par une conduite 92 vers la première unité 10 d'extraction et ils sont dirigés par la conduite 131 vers la seconde unité 150 d'extraction. Les courants résiduels d'hydrocarbures en C 2 +, C 3 +, C 4 + ou C 5 + sortent de l'unité 90 de rectification par une conduite 95. Les hydrocarbures non extraits sont recyclés de la seconde unité 150 d'extraction vers la première unité d'extraction par une conduite 152 Le courant de solvant riche s'écoule vers un étage unique 160 de vaporisation instantanée par une conduite 155 o Le solvant rectifié est 25 dirigé vers l'unité 50 de régénération du solvant par une conduite 165. Les hydrocarbures ayant subi une vaporisation instantanée unique sont dirigés par une conduite 162 de l'étage 160 de vaporisation instantanée unique vers une 30 unité 170 de séparation Le courant de tête constitué d'hydrocarbures en C 2, C 3 ou C 2 +C 3 passe dans une conduite 172 pour rejoindre le courant résiduel d'hydrocarbures liquides de la conduite 95 afin de former un courant 97 qui sort de l'installation par une conduite 84 et qui constitue le liquide produit Cependant, si le gaz naturel d'entrée présent dans la conduite 13 est corrosif, les hydrocarbures liquides combinés sont dirigés par une conduite 181 vers une unité 80 d'adoucissement de liquide et de cette unité, sous forme d'hydrocarbures liquides adoucis, par une conduite 82 vers la conduite 84 pour constituer le produit liquide du procédé Les résidus de l'unité 170 de séparation sont rejetés par une conduite 175 pour être associés aux hydrocarbures non extraits passant dans la conduite 12 et provenant de la première unité 10 d'extraction afin de former un gaz résiduel doux passant dans une conduite 19. La figure 2 représente sous une forme plus détaillée le schéma d'une installation mettant en oeuvre le procédé perfectionné de séparation d'hydrocarbures selon l'invention, ce schéma étant analogue à celui de la figure 1 en ce qui concerne les éléments principaux Cependant, les divers circuits d'écoulement des gaz résultant d'une vaporisation instantanée et provenant des étages multiples , 30, 40 et 70 de vaporisation instantanée, et les circuits d'écoulement des gaz provenant de l'unité 90 de rectification sont illustrés beaucoup plus en détail. Le procédé représenté schématiquement sur la 20 figure 2 comprend une première unité 10 d'extraction (absorption), une unité 20 de vaporisation instantanée à pression moyenne, une unité 30 de vaporisation instantanée à basse pression, une unité 40 de vaporisation instantanée à la pression atmosphérique, une unité 70 de vaporisation 25 instantanée sous vide, un régénérateur 50, une unité 90 de rectification, une unité 80 d'adoucissement de liquide, une seconde unité 150 d'extraction, une unité 160 de vaporisation instantanée simple, et une unité 170 de séparation. Un grand nombre de conduites, de compresseurs, de refroi30 disseurs et de vannes sont utilisables pour diriger chacun de ces courants évaporés et liquides vers ces unités, suivant toute succession souhaitée, afin d'extraire tout hydrocarbure et/ou de rejeter tout hydrocarbure particulier ou groupe d'hydrocarbures en C 1 à C 4. Lorsque le courant d'entrée 13 est constitué d'un gaz naturel doux, d'une pression de 2200 à 9100 k Pa, ce gaz a généralement été adouci par passage à contre-courant dans une solution aqueuse d'amine qui a éliminé les matières corrosives, comprenant H 2 S et C 02, tout en saturant d'eau le gaz naturel. L'extracteur 11 est maintenu à une température d'environ -10 à 50 C, et de préférence d'environ 21-27 C. Du solvant est fourni à l'aide de la conduite 55 à un débit suffisant pour réduire la teneur en eau du gaz naturel doux sortant de la conduite 12 à moins de 0,2 kg par millier de mètres cubes, et de préférence à moins de 0,12 kg/km 3, dans des conditions normales Dans ces conditions, l'éthane 10 et d'autres constituants hydrocarbonés de masse moléculaire plus élevée, passant dans la conduite 12, sont réduits à une valeur très faible En modifiant la quantité de solvant arrivant par la conduite 55, on peut faire varier à volonté la proportion d'éthane par rapport au méthane prédominant, 15 mais la proportion de solvant est habituellement de 0,71 à 71 m 3 de solvant par millier de mètres cubes de gaz naturel d'entrée, qu'il soit doux ou corrosif, dans des conditions normales. Le solvant riche passant dans la conduite 15 arrive à la cuve 21 de vaporisation instantanée sous pression moyenne de laquelle sont déchargés principalement du méthane et certains hydrocarbures plus lourds, par une conduite 22 Un mélange de solvant, de constituants hydrocarbonés et d'eau est déchargé par une conduite 25 et une vanne 26 et arrive à la cuve 31 de vaporisation instantanée sous basse pression de laquelle un mélange de méthane supplémentaire et de certains hydrocarbures plus lourds est déchargé par une conduite 32 Un mélange de solvant, de méthane restant, d'éthane, d'hydrocarbures plus lourds et d'eau est 30 déchargé par une conduite 35 et une vanne 36 En variante, le mélange peut être canalisé par une conduite 37 et une vanne 39 pour arriver à une conduite 44, plutôt qu'à la conduite 45, afin d'être dirigé vers la cuve 71 de vaporisation instantanée sous vide. Il convient de noter que plus le débit d'écoulement du solvant est faible, plus la quantité d'hydrocarbures en C,+ retirés du gaz naturel d'entrée est faible Il convient en outre de noter que plus le gaz naturel d'entrée contient d'hydrocarbures en C 2 +, plus la quantité de métal extraite, à un débit d'écoulement de solvant donné, est faible En outre, plus la pression de vaporisation instantanée est faible, plus grande est la quantité de méthane retiré dans chaque étage de vaporisation instantanée Cependant, le nombre d'étages de vaporisation instantanée utilisés est généralement une fonction de la pression du gaz naturel d'entrée, car plus la pression d'entrée est élevée, plus le nombre d'étages pouvant être 10 utilisés est grand et plus la chute de pression entre deux étages est faible, ce qui accroit donc le rendement global. Si le gaz naturel d'entrée est, par exemple, à une pression de 8300 k Pa, quatre étages de vaporisation instantanée peuvent être souhaitables Mais si le gaz naturel d'entrée 15 est à une pression faible à modérée, par exemple de 4100 k Pa, trois étages de vaporisation instantanée conviennent En général, plus la chute de pression entre les étages de vaporisation instantanée est faible, plus faible est la quantité d'hydrocarbures souhaitables retirés par vaporisation instantanée du solvant et donc plus faible est le recyclage des constituants souhaitables vers la première unité 11 d'extraction. Cependant, si l'on se réfère à des considérations économiques d'investissement en capitaux en fonction d'économiesd'énergie et de dimensionnement de l'installation, un étage de vaporisation instantanée unique peut être utilisé efficacement pour séparer des hydrocarbures en C 1 + d'un courant liquide contenant de l'eau et un solvant physique Si les conditions économiques indiquent que deux 30 étages de vaporisation instantanée sont optimaux, les deux courants de gaz résultant des vaporisations instantanées peuvent être dirigés vers l'unité 90 de rectification ou bien, en variante, le second courant vaporisé peut être dirigé vers l'unité 90 de rectification, tandis que le premier courant vaporisé peut être dirigé vers la première unité 10 d'extraction ou vers la seconde unité 150 d'extraction. L'unité 50 de régénération du solvant comprend le régénérateur 51 de solvant, un rebouilleur 59 ayant une conduite 54 de circulation, une conduite 52 de décharge de tête et un condenseur 53, un décanteur 61, une conduite 68 de décharge d'eau résiduelle, une conduite 65 de retour d'eau, une pompe 66, une conduite 62 de retour de vapeur hydrocarbonée du décanteur 61 vers la cuve 71 de vaporisation instantanée sous vide ou vers la cuve 41 de vaporisation instantanée à la pression atmosphérique par l'inter10 médiaire d'une conduite 63 et d'une vanne 69. La charge fournie au générateur 50 de solvant peut provenir de la cuve 41 de vaporisation instantanée à la pression atmosphérique ou de la cuve 71 de vaporisation instantanée sous vide par une conduite 45 et une pompe 15 46, ou bien par une conduite 75 et une pompe 76, respectivement Le solvant sans eau est déchargé du régénérateur 51 par une conduite 55 et une pompe 56, refroidi dans un refroidisseur 57 et dirigé par une vanne 58 vers le premier extracteur 11 ou vers le second extracteur 151 par 20 l'intermédiaire d'une conduite 141 et d'une vanne 143. Si le courant naturel d'entrée arrivant au circuit par la conduite 13 ne contient pas d'eau, le solvant peut contourner le régénérateur 50 par une conduite 48 et une vanne 47, lorsque la vanne 49 est fermée, afin de rejoindre la 25 conduite 55 de retour du solvant vers le premier extracteur 11 et le second extracteur 151 o Ainsi queil ressort de la figure 2, les courants de tête circulant dans les conduites 22 et 32 peuvent contourner, respectivement, l'unité 90 de rectification pour 30 être recyclés directement vers l'extraction 11 en passant par une conduite 112 et une vanne 114 et par une conduite 111 et une vanne 113, par l'intermédiaire d'une conduite 92 En variante, ces courants passant dans les conduites 22 et 32 peuvent rejoindre la conduite 42 pour traverser le refroidisseur 74 et une vanne 103 pour arriver à l'unité 91 de rectification Cependant, avant de recevoir les courants circulant dans les conduites 22 et 32, la conduite 42 a reçu précédemment le courant de vaporisation instantanée à la pression atmosphérique et, dans certaines installations, le courant de tête de vaporisation instantanée sous vide circulant dans la conduite 72. L'unité 90 de rectification comprend une colonne 91 de rectification, un rebouilleur 99, une conduite 98 de circulation, une conduite 92 de décharge de tête, une conduite 95 de décharge de résiduset une pompe 96 La température au fond de la colonne 91 est régulée par l'application de chaleur par l'intermédiaire du rebouilleur 99 et 10 retour du liquide de fond chauffé par la conduite 98 vers la colonne 91 de rectification Le liquide de fond satisfait les spécifications demandées pour le produit en ce qui concerne les constituants indésirables (tels que le méthane, l'éthane, le propane, les butanes, C 02, H 25 et 15 autres) et il sort de l'installation par la conduite 95 et la pompe 96 pour être transporté par des canalisations par l'intermédiaire d'une vanne 100,d"une conduite 97, d'une conduite 82 et d'une conduite 84 Cependant, si des constituants acides n'ont pas 20 été précédemment éliminés, l'unité 80 d'adoucissement du liquide est nécessaire Cette unité 80 comprend une cuve 81 de contact principale et une unité 85 de désorpcion Si le procédé ne nécessite pas d'unité 90 de rectification, un réservoir de liquide 77 est utilisé Le courant refroidi passant dans 25 la conduite 42 est dirigé par une conduite 158 et une vanne 159 vers le réservoir 77, puis par une conduite 78, une pompe 79 et une vanne 187 vers la curve de contact principale 81 Si l'unité 90 de rectification est utilisée dans le procédé, les liquides corrosifs sont dirigés de la colonne 91 de rectification vers la conduite 78 en passant par une conduite 95, une pompe 96, une vanne 89 et une conduite 181 La cuve 81 de contact à amines donne un produit doux, passant par une vanne 104 et sa conduite 82, qui est constitué essentiellement d'éthane et d'hydrocar35 bures liquides plus lourds, convenant à un transport par canalisation. L'identité de ces hydrocarbures plus lourds dépend du traitement précédent de déméthanisation, dé-éthanisation, dépropanisation ou débutanisation, effectué dans la colonne de rectification Le courant d'amine corrosif passant dans la conduite 83 est désorbé dans l'unité 85, donnant un courant de CO 2 et de H 2 S qui sort par une conduite 86, avec une teneur négligeable en hydrocarbures Le courant d'amines doux revient à la cuve 81 de contact par une conduite 87 Si le produit liquide satisfait les critères demandés sans qu'il soit nécessaire d'utiliser l'unité 90 de rectification et si les liquides sont également doux, 10 le produit liquide peut contourner à la fois l'unité 90 de rectification et l'unité 80 d'adoucissement de liquide par l'intermédiaire de la conduite 84 et de la vanne 88. La première unité 10 d'extraction, l'unité 20 de vaporisation instantanée sous pression moyenne, l'unité 15 30 de vaporisation instantanée sous basse pression,'l'unité de vaporisation instantanée à la pression atmosphérique, l'unité 70 de vaporisation instantanée sous vide et l'unité de rectification, ainsi que les conduites de recyclage des courants riches en méthane passant dans la conduite 92, et l'unité 80 d'adoucissement de liquide et le régénérateur 50 de solvant, suffisent, avec leurs accessoires constitués de compresseurs, refroidisseurs, vannes et conduites, à produire (a) un gaz résiduel sec et doux dirigé vers une canalisation par la conduite 12 et (b) des liquides 25 en C 2 +, des liquides en C 3 ±, des liquides en C 4 + ou des liquides en C 5 + transmis par une conduite 95, les hydrocarbures en C 2, C 31 C 4 de masses moléculaires successives étant rejetés sélectivement et déchargés en tant que partie du gaz résiduel sec et doux passant dans la conduite 12. Cependant, lorsque les prix du marché concernant les hydrocarbures sous forme liquide varient, de sorte que le prix sur le marché d'un hydrocarbure liquide individuel descend au-dessous de son prix en tant que combustibles il devient avantageux de pouvoir extraire uniquement les hydrocarbures 35 liquides dont les prix sont supérieurs à leur valeur en tant que combustible. Pour réaliser une extraction sélective, il faut ajouter une seconde unité 150 d'extraction, une unité 160 de vaporisation instantanée simple et une unité 170 de séparation ou division L'unité 150 d'extraction reçoit un courant hydrocarboné gazeux par une conduite 137 et un courant de solvant provenant de la conduite 55 en passant par une conduite 141 et une vanne 143 Du méthane ou de l'éthane sort par une conduite 152 en tant que courant de tête, est comprimé par un compresseur 153 et est refroidi par un échangeur de chaleur 154 avant de passer par une vanne 156 et de rejoindre une conduite 92 pour être recyclé vers le premier extracteur 11 par l'intermédiaire de la conduite 28 et de la vanne 24. Le circuit d'alimentation sélective du second extracteur 101 en gaz résultant de l'évaporation instantanée et en produits de tête de la colonne de rectification com15 prend une conduite collectrice 137 qui reçoit le contenu des conduites 138, 131, 101 et 121 Les conduites 138 et 131 sont reliées par des vannes 139 et 133, respectivement, à la conduite 92, qui est la conduite de sortie des produits de tête de la colonne de rectification 91, en amont et 20 en aval du compresseur 93, respectivement. Les gaz vaporisés, provenant de la cuve 21 de vaporisation instantanée sous pression moyenne, peuvent suivre trois trajets pour arriver aux unités principales suivantes de traitement, à savoir: ( 1) le premier extrac25 teur 11 auquel ils arrivent par les conduites 22, 112, 92 et 28, ( 2) le second extracteur 151 auquel ils arrivent par les conduites 22, 121, 131 et 137, et ( 3) la colonne 91 de rectification à laquelle ils arrivent par les conduites 22 et 42 Les gaz de vaporisation provenant de la cuve 31 30 de vaporisation instantanée sous basse pression peuvent également arriver aux mêmes unités de traitement par trois trajets, à savoir: ( 1) au premier extracteur 11 par les conduites 32, 111, 92 et 28, ( 2) au second extracteur 151 par les conduites 32, 101, 121, 131 et 137, et ( 3) à la 35 colonne 91 de rectification par les conduites 32 et 42. Les gaz vaporisés provenant de la cuve 41 de vaporisation instantanée à la pression atmosphérique et de la cuve 71 de vaporisation instantanée sous vide peuvent arriver à l'unité principale suivante de traitement par deux trajets, à savoir: à la colonne 91 de rectification par la conduite 42 (et par l'intermédiaire de la conduite 72 dans le cas de la cuve 71) et à l'unité 81 d'adoucissement de liquide par les conduites 42 et 158, le réservoir 77 et la conduite 78. La conduite 32, qui est la conduite de décharge de tête de la cuve 31 de vaporisation instantanée à basse pression, est reliée à la conduite 101 par l'intermédiaire de 10 la vanne 102, en amont du compresseur 33, et à une vanne 107, en aval du compresseur 33 La conduite 32 comporte sa propre vanne 34 et elle est reliée aux conduites 22 et 42 pour alimenter la colonne 91 de rectification. Suivant la pression de travail de la seconde unité 150 d'extraction, les gaz provenant de la conduite 92 peuvent alimenter le second extracteur 151 par l'intermédiaire de la conduite 131 Cette dernière comporte une vanne 133 et un refroidisseur 135 et elle débouche dans la conduite 127 Suivant les pressions de travail de la cuve 31 et du second extracteur 151, la conduite 101 peut être utilisée pour transmettre directement les gaz du courant 32 à la conduite 127 par l'intermédiaire de la conduite 108 qui comporte une vanne 109. La conduite 22, qui est la conduite de décharge 25 de tête de la cuve 21 de vaporisation instantanée sous pression moyenne, est reliée à un compresseur 23 et à une conduite 115, comportant une vanne 117, en amont du compresseur 23, et à la conduite 121 qui comporte une vanne 123 en aval de ce compresseur La conduite 22 est égale30 ment raccordée à la conduite 112 qui comporte une vanne 114 et qui débouche dans la conduite 92, en amont du refroidisseur 94 La conduite 22 peut également déboucher dans la colonne 91 de rectification. La conduite 121 comporte une vanne supplémentaire 35 125 et elle débouche dans la conduite 131, en amont du refroidisseur 135 La conduite 127 de dérivation, qui comporte une vanne 129, est raccordée à la conduite 121 en amont de la vanne 125 et elle débouche dans la conduite 137. La conduite 108 de dérivation, qui comporte ur e vanne 129, est reliée à la conduite 101 en amont de la vanne 106 et elle débouche dans la conduite 127. Le courant de fond passant dans la conduite 155, suivant le débit de circulation du solvant, comprend des hydrocarbures liquides en C 2 +C 3 ou des hydrocarbures liquides en C 2 +C 3 +C 4 qui sont dirigés vers la cuve 161 de vaporisation instantanée simple de laquelle un courant de tête sort par une conduite 162, passe dans un compresseur 163 10 et dans un échangeur de chaleur 164 pour pénétrer dans le séparateur ou diviseur 171 Le courant de fond passant dans la conduite 165 est ensuite pompé par une pompe 166 dans une conduite 45 reliée au régénérateur 50 de solvant. Le courant hydrocarboné passant dans la conduite 15 162 arrive dans le séparateur 171 qui est équipé d'un rebouilleur 179 et d'une conduite 178 de recyclage pour en chauffer le contenu Le courant de tête est de l'éthane si l'unité est utilisée comme dé-éthaniseur ou de l'éthane plus du propane si l'unité est utilisée comme dépropaniseur. 20 Les produits de tête passant dans la conduite 172 sont combinés aux produits provenant de la conduite 95 pour sortir du circuit par la conduite 84 De façoncorrespondante, le courant de fond passant dans la conduite 175 et pompé par la pompe 176 comprend du propane ou du propane 25 plus des butanes si l'unité est utilisée comme dé-éthaniseur, ou bien du butane si l'unité est utilisée comme dépropaniseur Le courant hydrocarboné circulant dans la conduite passe par une vanne 177 pour arriver à la conduite 12 contenant le gaz naturel résiduel La conduite 173 et la vanne 174 peuvent en variante être utilisées pour recycler le contenu de la conduite 175 vers le premier extracteur 11 par l'intermédiaire de la conduite 152. Suivant les objectifs de récupération, les gaz de recyclage du circuit passant dans la conduite 92 peuvent 35 contourner le premier extracteur 11, par l'intermédiaire de la conduite 29 et de la vanne 149, et arriver directement à la conduite 12 de gaz résiduel Le gaz résiduel, de qualité pour canalisations, sort du circuit uniquement par la conduite 19 Si l'objectif principal est de produire un liquide choisi, le gaz résiduel n'entre dans le circuit que par la conduite 13 et ses constituants n'en sortent que par la conduite 84 sous la forme de ce produit liquide, les autres constituants ne sortant que par la conduite 19 sous forme de gaz naturel résiduel Par contre, si l'objectif principal est de produire un gaz naturel choisi, les constituants choisis sortent sous la forme de ce gaz uniquement par la conduite 19 et les autres constituants sortent sous 10 forme d'un liquide résiduel uniquement par la conduite 84. La souplesse présentée par cette installation de traitement pour extraire sélectivement des constituants hydrocarbonés souhaités d'un courant de gaz naturel d'entrée, doux ou corrosifs, et ayant toute teneur en eau pouvant 15 atteindre la saturation, à l'aide d'un solvant physique, est illustrée dans les exemples suivants. Exemple 1 Cas N I Comme montré sur les figures 1 et 2, une installa20 tion de récupération d'éthane est mise en fonctionnement pour traiter 100 000 m 3/jour ( 100 km 3/d),dans des conditions normales, de gaz naturel adouci pour que l'on obtienne une récupération d'éthane à 95 % La composition du gaz naturel entrant dans l'extracteur 11 de l'unité 10 d'extraction est 25 la suivante: Constituant Pourcentage molaire Azote 2, 02 Méthane 80,62 Ethane 9,69 Propane 4,83 Isobutane 0,50 N-butane 1,g 45 Isopentane 0,30 N-pentane 0,37 Hexane plus 0,22 ,00 Teneur en eau 2,9 kg/km 3/jour de gaz d'entrée Pression d'entrée: 4410 k Pa Température d'entrée: 50 C Dans cet exemple, le rapport molaire du solvant au courant de charge fraîche passant dans la conduite 13 est de l'ordre de 1, 36:1,00 L'éthane et les liquides plus lourds présents dans le courant de gaz d'entrée sont absorbés sélectivement et éliminés du premier extracteur par la conduite 15 Le gaz naturel restant sort du premier extracteur 11 par la conduite 12 et est principalement composé d'azote, de méthane et de petites quantités d'éthane suivant les récupérations souhaitables d'éthane Pratiquement la totalité du propane et des constituants plus lourds sont retirés du courant 13. Pour retirer le méthane des hydrocarbures récupérés 15 tout en économisant de l'énergie, la pression régnant dans la conduite 15 est abaissée en plusieurs étapes successives, par exemple de 4410 k Pa à 2760 k Pa dans la cuve 21 de vaporisation instantanée sous pression moyenne, puis à 2070 k Pa dans la cuve 31 de vaporisation instantanée à basse pression, 20 et enfin à 35 k Pa dans la cuve 71 de vaporisation instantanée sous vide, de manière que des courants de vapeurs 22, 32, 72 soient séparés de courants de liquides 25, 35, 75. Les courants de vapeurs circulant dans les conduites 22, 32, 72 contiennent, respectivement, environ 88, 86 et 40 % de 25 méthane, en pourcentage molaire Le courant de vapeur passant dans la conduite 22 contient environ 30 % de moins de méthane et environ 94 % de l'éthane présent dans le courant Le courant de liquide passant dans la conduite 25 contient environ 30 % de moins de méthane et environ 94 % de 30 l'éthane présent dans la conduite 15 Le courant passant dans la conduite 32 contient environ 51 % de moins de méthane que la quantité de méthane présente dans le courant passant dans la conduite 15. Le courant de liquide passant dans la conduite 75 35 sortant de la cuve 71 de vaporisation instantanée sous vide contient environ 1,5 mole % d'hydrocarbures et d'eau, le reste étant constitué de solvant, et il est refoulé vers le générateur 51 de solvant o il est porté à environ 150 C sous une pression d'environ 138 k Pa pour éliminer totalement l'eau, et il est finalement refroidi à environ 50 C dans le refroidisseur 57. On peut comprendre plus clairement le déroule5 ment du procédé décrit dans cet exemple en considérant les compositions des divers courants en kg/moles par heure. Onze constituants de 15 courants sont donnés dans les tableaux III et IV suivants. TABLE AU III Bilan des matières pour l'exemple illustratif 1 N de la conduite 13 55 12 15 28 22 25 _ __ _, Constituants, kg-moles/heure _ _ _ _,, Azote 3,75 3,75 0,19 0,19 0,12 0,07 Méthane 149,27 148,90 43,46 43,09 12, 97 30,49 Ethane 17,93 0,91 20,40 3,37 1,27 19,13 Propane 8,94 trace 9,45 0,51 0,25 9,19 Isobutane 0,93 0,96 0,03 0,02 0,94 n-butane 2,68 2,75 0,07 0,03 2,72 Isopentane 0,56 0,56 0,56 n-pentane 0,69 0,69 0,69 Hexane plus 0,49 0,49 0,49 Eau 0,66 0,66 0,66 Solvant 253,17 253,17 253,17 TOTAL kgmoles/ heure 185,90 253,17 153,56 332,88 47,26 14,66 318,11 w t O) ri Ln oeo I TABLEAU IV Bilan des matières pour l'exemple illustratif 1 N de la conduite 32 35 72 75 92 93 68 62 Constituants, kg-moles/heure Azote 0,03 0,03 0,03 Méthane 9,10 21,40 21,40 0,15 21,03 0,37 0,15 Ethane 1 '20 17,94 17,94 0, 74 0,91 17,03 0,74 Propane 0,25 8,94 8,94 0,86 trace 8,94 0,86 Isobutane 0,02 0,93 0,93 0,15 0,93 0,15 n-butane 0,03 2,68 2,68 0,52 2,68 0,52 Isopentane 0,56 0,56 0,17 0,56 0,17 n-pentane 0,69 0,69 0,25 0,89 0,25 Hexane plus 0,49 0,49 0,22 0,49 0,22 Eau 0,66 0,66 0,66 trace Solvant 253, 17 253,17 trace TOTAL, kg-moles/ heure 10,63 307,49 53,63 256,89 21,97 31, 69 0,66 3,06 _ _ w Si l'on souhaite, commre produit liquide, uniquement du propane plus des hydrocarbures plus lourds, tels que pour le cas II, par exemple, jusqu'à 98 % d'éthane et environ 1 % de propane entrant dans le circuit par la conduite 13 peuvent sortir du circuit par la conduite 12 en même temps que 99 % de propane avec environ 2 % d'éthane peuvent être aisément récupérés du courant passant dans la conduite 13, comme constituants du courant de la conduite 15 contenant 100 % des butanes et des hydrocarbures 10 plus lourds Ces récupérations souhaitables peuvent être obtenues par une modification des conditions de fonctionnement, de manière que le rapport molaire du solvant à la charge fraîche soit notablement abaissé à environ 0,95, que la pression régnant dans la cuve à pression moyenne 15 soit d'environ 1725 k Pa, et que la cuve à basse pression travaille à environ 1035 k Pa, tandis que le déméthaniseur est utilisé comme dé-éthaniseur à environ 1900 k Pa. De façon similaire, en modifiant le débit d'écoulement du solvant vers le premier extracteur, en modifiant 20 la pression régnant dans les étages successifs de vaporisation instantanée et en réglant la pression et la température régnant dans l'unité de déméthanisation, du propane ou des butanes peuvent être rejetés à tout degré choisi pour donner des produits liquides en C 4 ±> ou C 5 + pour les 25 cas III ou IV, respectivement. Exemple 2 Extraction de liquides en C 2 et C 4 + de gaz naturel d'entrée doux et rejet de propane (Cas V) Le procédé tel que décrit dans l'exemple 1 est mis en oeuvre de façon tout à fait similaire pour éliminer les hydrocarbures en C 2 + du gaz naturel d'entrée, sauf que seules les vapeurs provenant de la cuve 21 de vaporisation instantanée sont recyclées directement vers le premier 35 extracteur 11 par les conduites 112, 92 et 28 Tous les autres courants s'écoulent, soit directement vers la conduite 137, soit par l'intermédiaire de la colonne 91 de rectification, travaillant comme dépropaniseur, vers la conduite 137. La conduite 137, qui arrive au second extracteur 151, contient des hydrocarbures en Cl+C 2 +C 3 Le rapport de l'écoulement du solvant, par la conduite 141 et la vanne 143, à l'écoulement du gaz, par la conduite 137, est suffisant pour que le courant de tête provenant du second extracteur 51 contienne principalement du méthane avec une certaine quantité d'éthane Ce rapport varie de 0,14 à 28 m 3 par millier de mètres cubes dans des conditions 10 normales. Le courant de tête provenant de la cuve 161 de vaporisation instantanée simple s'écoule vers le diviseur ou séparateur 1712 travaillant comme dééthaniseur, dans lequel la pression et la température sont régulées par écoulement dans la conduite 178 de recyclage et le rebouilleur 179 afin que l'éthane sorte comme produit de tête par la conduite 172 pour arriver à la conduite 95, tandis que le propane sort par la conduite 175, la pompe 176 et la vanne 177 pour arriver à la conduite 12 Le produit hydrocarboné liquide combiné provenant des conduites 172 et 95 est donc en C 2 et C 4 + et sort du circuit par les conduites 97 et 84, car les gaz sont doux et le produit répond acux spécifications Le gaz naturel résiduel contient des hydrocarbures en C 1 et C 3 et il peut être 25 utile pour un processus de déshydrogénation. Exemple 3 Extraction de liquides en C 2, C 3 et C 5 + de gaz naturel doux d'entrée et rejet de butanes {Cas VI) Le procédé est mis en oeuvre comme dans l'exemple 2, sauf que la tour 91 de rectification est utilisée comme débutaniseur, de sorte que le courant passant dans la conduite 92 est constitué d'hydrocarbures en C 1,C 2, C 3 et c 4, que le courant passant dans la conduite 152 est cons35 titué d'hydrocarbures en C 1, et que le courant passant dans la conduite 165 est constitué d'hydrocarbures en C 2, C 3 et C 4 Le séparateur 171 est utilisé comme dépropaniseur, de sorte que le courant passant dans la conduite 175 est cons- titué d'hydrocarburesen C 4 et que le courant passant dans la conduite 172 est constitué d'hydrocarbures en C 2 et C 3, augmentant ainsi le produit liquide en C 5 + Le gaz naturel résiduel est constitué principalement d'hydrocarbures en C 1 et C 4 et il peut être utile à une déshydrogénation, en plus de sa valeur en tant que combustible De façon similaire, les conditions peuvent être modifiées pour produire d'autres hydrocarbures liquides et/ou d'autres gaz naturels résiduels de compositions différentes, comme indiqué dans 10 les cas VII et VIII. Bien que quelques formes de réalisation schématiques aient été illustrées et décrites précédemment, il convient de noter que les étapes du procédé sont importantes et qu'elles peuvent être agencées suivant une multitude de combinaisons conformes aux objectifs de travail et aux conditions données du marché Le procédé selon l'invention est extrêmement souple et ne peut être limité aux dispositions schématiques décrites dans les exemples ou représentées sur les dessins. Il est très important de noter que les récupérations importantes d'éthane et d'hydrocarbures plus lourds sont obtenuespar une séparation propre des constituants dans l'unité 90 de rectification et dans l'unité 170 de séparation ou de division et par la fermeture de la boucle 25 du procédé grâce à un recyclage vers le premier extracteur; par conséquent, tous constituants en C 2 + sortant dans les courants de tête des cuves de vaporisation instantanée sous pression moyenne, basse, atmosphérique et sous vide et dans le courant de tête de la tour de rectification ont une seconde-chance d'être récupérés dans tous les cas I à VIII. Lorsqu'une seconde unité 150 d'extraction est utilisée pour le rejet sélectif d'un constituant intermédiaire, le courant de tête du second extracteur, passant dans la conduite 152, peut contenir des hydrocarbures indésirables qui ont une 35 seconde chance de récupération supplémentaire en étant recyclés vers le premier extracteur 11, ce qui ferme une autre boucle, comme dans les cas V à VIII Ce concept du recyclage est l'un des facteurs principaux permettant d'atteindre des valeurs de récupération inhabituellement élevées Cette seconde chance de récupération d'hydrocarbures indésirables, accompagnée d'un rejet simultané d'hydrocarbures à point d'ébullition intermédiaire, apporte à la conception du procédé un autre degré de liberté qui n'existe dans aucun des procédés d'extraction de liquides de gaz naturels décrits précédemment. Une autre caractéristique importante de l'invention est que le solvant riche sortant du second extracteur 10 151 dans le courant 155 ne contient pas plus que les quantités spécifiées d'hydrocarbures indésirables légers permises dans le courant du produit liquide final 84 Quand bien même il est préférable de maximiser la récupération d'hydrocarbures souhaitables au fond du second extracteur 15 151 dans la conduite 155, il est peutêtre plus économique de recycler tous hydrocarbures plus lourds indésirables non récupérés vers la première unité 10 d'extraction pour accroître le rendement, tout en s'assurant que les composants plus légers, présents dans le courant 155 de solvant 20 riche, sont conformes aux spécifications concernant le courant 84 On peut aisément obtenir ce résultat en choississant la pression de travail de la seconde unité 150 d'extraction et en réglant le débit d'écoulement du solvant dans la conduite 141. Un autre élément important, particulier à la présente invention, est la possibilité de régler et d'établir une pression pour chacune des vaporisations instantanées intermédiaires de la cuve à pression moyenne à la cuve à dépression, sur la base d'objectifs économiques pour un cou30 rant donné Les pressions sont choisies de façon que tous les constituants indésirables, après réglage du débit du solvant vers le premier extracteur 11 dans la conduite 55, soient soumis à une vaporisation instantanée et recyclés directement vers le premier extracteur 11, ou soumis à un 35 autre traitement dans le second extracteur 151 en courtcircuitant la tour 91 de rectification afin que les constituants souhaitables soient récupérés avec un rendement élevé Les courants de charge directe de l'unité 90 de rectification sont composés principalement de constituants souhaitables pour le courant 95. En choisissant la pression régnant à l'intérieur de la tour 91 de rectification et la température de ses résidus pour obtenir une séparation primaire d'hydrocarbures de masses moléculaires progressivement décroissantes, plus une séparation secondaire dans la seconde unité 150 d'extraction, suivie d'une séparation tertiaire entre les hydrocarbures souhaitables et indésirables, à l'aide de l'unité 10 170 de séparation, par sélection similaire de sa pression et de sa température, on peut éliminer sélectivement des constituants indésirables particuliers, quand bien même le ou les hydrocarbures éliminés sont situés entre des constituants souhaitables Ces constituants souhaitables sont 15 l'éthane, le propane, les butanes ou les hydrocarbures en C 5 + suivant les conditions existant sur le marché La pression de travail de l'unité 90 de rectification peut également être modifiée à volonté, conformément aux objectifs fonctionnels, ce qui permet de faire fonctionner le 20 même équipement comme déméthaniseur si l'on souhaite un produit en C 2 +, comme dé-éthaniseur si l'on souhaite un produit en C 3 + , comme dépropaniseur si l'on souhaite un produit en C 4 +, ou comme débutaniseur si l'on souhaite un produit en C 5 + La pression de travail dans l'unité 90 de 25 rectification peut varier entre 345 et 3100 k Pa. De façon similaire, l'unité 170 de séparation est mise en oeuvre comme dééthaniseur ou comme dépropaniseur La pression de l'unité 170 peut également être modifiée à volonté Cependant, si l'éthane doit être éliminé, 30 comme dans le cas VII, il est plus simple de procéder à cette élimination à l'aide de la tour 91 de rectification de sorte que, pour la plupart des fonctions, l'unité 171 de séparation doit simplement séparer les produits en C 3 des produits en C 4, comme indiqué dans le tableau II. Un autre facteur permettant des récupérations inhabituellement élevées d'hydrocarbures et un degré extrêmement souple de sélectivité des constituants est essentiellement la reconnaissance des caractéristiques de solubilité relative des gaz et de capacité de chargement des divers solvants physiques tels que DMPEG En raison des écarts notables par rapport aux solubilités relatives de l'éthane, du propane, de l'isobutane, du butane normal, de l'isopentane et du pentane normal, de l'hexane, de l'heptane, etc par rapport au méthane, les hydrocarbures souhaités peuvent être récupérés sélectivement à partir d'un courant de gaz naturel par réglage du débit d'écoulement d solvant vers les unités 10 et 150 d'extraction, recyclage vers l'extracteur 11 des mélanges de gaz résultants de vaporisation instantanée, réglage des pressions de travail régnant dans les unités intermédiaires 20, 30, , 70 de vaporisation instantanée, et réglage des niveaux de température et de pression dans l'unité 90 de rectifi15 cation et dans l'unité 170 de séparation. Il va de soi que de nombreuses modifications peuvent être apportées au procédé décrit et représenté sans sortir du cadre de l'invention. REVENDICATIONS 1 Procédé continu pour extraire d'un courant de gaz naturel d'entrée, à l'aide d'un solvant physique, de l'eau et des hydrocarbures plus lourds que le méthane (C 1 +), ce procédé permettant de produire: ( 1) un produit hydrocarboné liquide ayant une composition qui peut être réglée sélectivement pratiquement à tout degré choisi en fonction des conditions du marché, ou bien, en variante, un sous-produit hydrocarboné liquide contenant les cons10 tituants restants, et ( 2) un courant de gaz naturel résiduel comprenant les constituants restants ou en variante,un gaz naturel d'une composition choisie, de qualité pour canalisations, le procédé étant caractérisé en ce qu'il consiste: A en tant que première étape ( 10) d'extraction, 15 à extraire l'eau et les hydrocarbures plus lourds que le méthane du courant de gaz naturel, à l'aide du solvant physique, à des pressions de canalisations et à un débit d'écoulement de solvant suffisant pour produire au moins une partie du courant de gaz naturel résiduel, de qualité 20 pour canalisations, qui est renvoyée vers une canalisation, un courant de solvant riche contenant de l'eau, le solvant et un mélange en C 1 + d'hydrocarbures, le débit d'écoulement du solvant étant modifié sélectivement en fonction du débit d'écoulement et de la composition du courant de gaz 25 naturel au cours de la première extraction, afin de régler la composition du courant de solvant riche en fonction de constituants choisis du groupe comprenant de l'éthane (C 2), du propane (C 3), de l'isobutane et du butane normal (C 4), des pentanes et des hydrocarbures plus lourds (C 5 +); B à soumettre à des vaporisations instantanées successives le courant de solvant riche dans plusieurs étages ( 20, 30, 40, 70) de vaporisation instantanée, à des pressions diminuant progressivement, afin de produire plusieurs fractions gazeuses successives en C 1 +, ayant des teneurs en méthane de plus en plus basses, et des mélanges liquide d'eau, du solvant et des mélanges d'hydrocarbures ayant des teneurs en méthane de plus en plus basses, les pressions de vaporisation instantanée desdits étages successifs de vaporisation instantanée étant modifiées pour régler les compositions des fractions gazeuses successives et des mélanges liquides successifs en fonction des constituants choisis; C à régénérer ( 50) le mélange liquide provenant d'au moins le dernier étage de vaporisation instantanée de l'étape B afin de produire ledit solvant physique destiné à la première extraction; D à recycler au moins la première des fractions 10 gazeuses successives en C 1 +, obtenues par vaporisation instantanée, vers la première extraction afin d'extraire des quantités maximales d'éthane et de constituants hydrocarbonés plus lourds (C 2 +); et E à rectifier ( 90) au moins la dernière des fractions gazeuses successives en C 1 + afin de produire au moins une partie dudit produit hydrocarboné liquide comprenant des constituants en C 2 +, C 3 +, C 4 + ou C 5 + et les constituants restants formant un courant de gaz de tête comprenant C 1, C 1 +C 2, C 1 +C 2 +C 3, ou C 1 +C 2 +C 3 +C 4, qui peut 20 être recyclé vers l'extraction par: 1) variation sélective de la pression de rectification et/ou 2) variation sélective de la température des résidus de rectification. 2 Procédé selon la revendication 1, dans lequel, en réponse aux conditions du marché, il est possible, à un degré quelconque choisi, d'associer au moins un constituant intermédiaires choisi dans le groupe comprenant les constituants en C 3 et en C O A au courant de gaz naturel résiduel, 30 le procédé étant en outre caractérisé en ce qu'il consiste: A à extraire, au cours d'une seconde étape ( 150) d'extraction, un courant d'alimentation d'extraction choisi entre le courant de gaz de tête et/ou les fractions gazeuses successives en C 1 de l'étape B, le solvant physique étant à un débit d'écoulement choisi qui détermine le degré choisi de récupération desdits constituants choisis en C 2 + dans un second courant de solvant riche, la partie non extraite dudit courant d'alimentation d'extraction étant recyclée vers la première extraction du courant de raz naturel d'entrée effectuée dans l'étape A de la revendication 1; B à soumettre à une vaporisation instantanée le second courant de solvant riche et à produire ainsi un courant gazeux obtenu par une vaporisation instantanée unique, contenant lesdits constituants choisis en C 2 +, et un courant de solvant de fond qui est recyclé vers l'étape de régénération C de la revendication 1; et C à séparer ( 170) ledit courant de gaz obtenu par vaporisation instantanée unique et produire un courant de tête constitué d'un produit choisi dans le groupe comprenant les hydrocarbures en C 2, en C 3 et en C 2 +C 3, et un courant de fond choisi dans le groupe comprenant des hydrocarbures en C 3, en C 4 et en C 3 +C 4, le courant de fond étant 15 associé au courant de gaz naturel résiduel de l'étape A de la revendication 1 et le courant de produit de tête étant associé au produit hydrocarboné liquide de l'étape E de la revendication 1. 3 Procédé selon la revendication 2, caractérisé 20 en ce que le courant de gaz naturel d'entrée est choisi dans le groupe comprenant: A un gaz naturel saturé d'eau; B un gaz naturel à teneur en eau inférieure à la saturation; C un gaz naturel corrosif; D un gaz naturel corrosif qui est préalablement adouci en phase gazeuse à l'aide d'une solution aqueuse d'amine; et E un gaz naturel doux. 4 Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que le solvant physique est sélectif envers l'éthane et les constituants hydrocarbonés plus lourds du courant de gaz naturel d'entrée, par rapport au méthane, de manière que la volatilité relative du méthanepar rapport à l'éthane soit 35 d'au moins 5,0 et que la capacité de charge d'hydrocarbures, définie comme la solubilité de l'éthane dans le solvant, soit d'au moins 1,77 m 3 d'éthane par m 3 de solvant, dans les conditions normales. Procédé selon la revendication 4, dans lequel le solvant physique est choisi dans le groupe constitué d'éthers dialkyliques de polyalkylèneglycol, de N-méthylpyrrolidone, de diméthylformamide, de carbonate de propylène, de tétraméthylsulfone, de triacétate de glycérol, de triéthanolamine, de phosphate de tributyle et de gammabutyrolactone. 6 Procédé selon la revendication 5, caractérisé en ce que le solvant est choisi dans le groupe constitué 10 d'éther diméthylique de polyéthylène-glycol, d'éther diméthylique de polypropylène-glycol, d'éther diméthylique de tétraméthylène-glycol et de mélanges de ces matières. 7 Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce que le solvant est de l'éther diméthylique de poly15 éthylène-glycol contenant 3-10 motifs d'éthylène et ayant une masse moléculaire de 146 à 476. 8 Procédé continu pour extraire d'un courant de gaz naturel d'entrée, à l'aide d'un solvant physique, de l'eau et des hydrocarbures plus lourds que le méthane (C 1 +) lequel procédé produit: ( 1) un produit hydrocarboné liquide ayant une composition qui peut être réglée sélectivement pratiquement à tout degré choisi conformément aux conditions du marché ou bien, en variante, un sous-produit hydrocarboné liquide, et ( 2) un courant de gaz naturel résiduel comprenant les constituants restants, ou en variante, tun produit gazeux naturel d'une composition choisie et ayant une qualité pour canalisations, le procédé étant caractérisé en ce qu'il consiste: A à extraire, au cours d'une première étape ( 10) 30 d'extraction, l'eau et les hydrocarbures plus lourds que le méthane du courant de gaz naturel, à l'aide dudit solvant physique, à des pressions de canalisations et à un débit d'écoulement de solvant suffisants pour produire au moins une partie du courant de gaz naturel résiduel, de 35 qualité pour canalisations, qui est renvoyée vers une canalisation, un courant de solvant riche contenant ladite eau, et un mélanged'hydrocarbures en Ci+, le débit d'écoulement du solvant étant modifié sélectivement par rapport au débit d'écoulement et à la composition du courant de gaz naturel au cours de la première étape d'extraction afin de régler la composition du courant riche en solvant par rapport aux constituants choisis du groupe comprenant de l'éthane (C 2), du propane (C 3), de l'isobutane et du butane normal (C 4), des pentanes et des hydrocarbures plus lourds (C 5 +); B à soumettre à des vaporisations instantanées successives ( 20, 30, 40, 70) ledit courant de solvant riche dans plusieurs étages de vaporisation instantanée, à des pressions diminuant progressivement, afin de produire plusieurs fractions gazeuses successives en C 1 i, ayant des teneurs en méthane qui diminuent successivement et des mélanges liquides d'eau, du solvant et de mélanges 15 d'hydrocarbures ayant des teneurs en méthane qui diminuent successivement, les pressions de vaporisation instantanée dans les étages successifs de vaporisation instantanée étant modifiées pour régler les compositions des fractions gazeuses successives et des mélanges liquides successifs 20 par rapport aux constituants choisis; C à recycler au moins la première des fractions gazeuses successives en C 1 +, obtenues par vaporisation instantanée, vers la première étape d'extraction afin d'extraire des quantités maximales d'éthane et de consti25 tuants hydrocarbonés plus lourds (C 2 +); D à rectifier ( 90) au moins la dernière des fractions gazeuses successives en C 1 + afin de produire au moins une partie dudit produit hydrocarboné liquide comprenant des constituants en C 2 +, C 3 +, C 4 + ou C 5 + et les 30 constituants restants formant un courant gazeux de tête comprenant C 1 + C 1 +C 2, C 1 +C 3 +C ou C 1 +C 2 +C 3 +C 4, qui peut être recyclé vers la première extraction par: 1) variation sélective de la pression de rectification et/ou 2) variation sélective de la température de fond de la rectification; E à extraire, comme seconde étape ( 150) d'extraction, un courant de charge d'extraction, choisi entre le courant gazeux de tête et/ou les fractions gazeuses successives en C 1 + de l'étape B, le solvant physique étant utilisé à un débit d'écoulement choisi qui détermine le degré choisi de récupération desdits constituants choisis en C 2 + dans un second courant de solvant riche, la partie non extraite dudit courant de charge d'extraction étant recyclée vers la première extraction du courant de gaz naturel d'entrée de l'étape A; F à soumettre à une vaporisation instantanée le second courant de solvant riche et à produire, par une vaporisation instantanée unique, un courant gazeux contenant lesdits constituants choisis en C 2 + et un courant de solvant de fond; G à régénérer ( 50) le mélange du type provenant d'au moins le dernier des étages de vaporisation instantanée de l'étape B et le courant de solvant de fond de l'étape F afin de produire ledit solvant physique destiné à la première extraction et à la seconde extraction; et H à séparer ( 170) ledit courant gazeux, résultant 20 d'une vaporisation instantanée unique de l'étape F pour produire un courant de produit de tête, choisi dans le groupe constitué de C 2 t C 3 et C 2 +C 3, et un courant de rejet de fond, choisi dans le groupe constitué de C 3, C 4 et C 3 +C 4, le courant de fond étant associé à ladite partie du courant 25 de gaz naturel résiduel de l'étape A pour produire ledit courant de gaz naturel résiduel ou, en variante, ledit gaz naturel produit, et le courant de produit de tête étant associé à ladite partie dudit produit hydrocarboné liquide de l'étape D pour donner ledit produit hydrocarboné liquide 30 ou bien en variante ledit sous-produit hydrocarboné liquide o 9 Procédé selon la revendication 8, caractérisé en ce que le courant de gaz naturel d'entrée est choisi dans le groupe constitué de: A un gaz naturel saturé d'eau; B un gaz naturel à teneur en eau inférieure à la saturation; C un gaz naturel corrosif; D un gaz naturel corrosif qui est préalablement adouci en phase gazeuse avec une solution aqueuse d'amine; et E un gaz naturel doux. 10 Procédé selon la revendication 9, caractérisé en ce que le solvant physique est sélectif envers l'éthane et les constituants hydrocarbonés plus lourds du courant de gaz naturel d'entrée par rapport au méthane, de manière que la volatilité relative du méthanepar rapport à l'éthane soit 10 d'au moins 5,0 et que la capacité de charge en hydrocarbures, définie comme étant la solubilité de l'éthane dans le solvant, soit d'au moins 17, 7 m 3 d'éthane par m 3 de solvant dans des conditions normales. 11 Procédé selon la revendication 10, caractérisé 15 en ce que le solvant physique est choisi dans le groupe constitué d'éthers dialkyliques de polyalkylène-glycol, de N-méthylpyrrolidone, de diméthylformamide, de carbonate de propylène, de tétraméthylsulfone, de triacétate de glycérol, de triéthanolamine, de phosphate de tributyle et de gamma20 butyrolactone. 12 Procédé selon la revendication 11, caractérisé en ce que le solvant est choisi dans le groupe constitué d'éther diméthylique de polyéthylène-glycol, d'éther diméthylique de polypropylène-glycol, d'éther diméthylique 25 de tétraméthylène-glycol et de mélanges de ces matières. 13 Procédé selon la revendication 12, caractérisé en ce que le solvant est de l'éther diméthylique de polyéthylène-glycol contenant 3-10 motifs d'éthylène et ayant une masse moléculaire de 146 à 476. 14 Procédé pour extraire d'un courant de gaz naturel d'entrée, à l'aide d'un solvant physique, des hydrocarbures choisis, à tout degré choisi et sous des pressions de canalisations, le procédé étant caractérisé en ce qu'il consiste: A à mettre en contact un courant de gaz naturel d'entrée avec un solvant physique à un débit d'écoulement choisi en fonction du débit d'écoulement du courant de gaz afin d'extraire un courant de gaz naturel résiduel en tant que premier courant, et un courant riche en solvant comprenant un solvant, de l'eau et un mélange *d'thydrocarbures en C + en tant que deuxième courant; B à soumettre le deuxième courant à une vaporisa5 tion instantanée sensiblement à la pression atmosphérique pour produire une fraction de gaz en C 1 + en tant que troisième courant, et un mélange liquide comprenant un solvant et de l'eau, en tant que quatrième courant; C à comprimer, refroidir, condenser et déméthani10 ser le troisième courant pour produire un courant de gaz résiduel comprenant essentiellement du méthane, et un courant de produit liquide comprenant les constituants hydrocarbonés restants du troisième courant; et Do à régénérer le quatrième courant contenant du solvant et à recycler le solvant régénéré vers ltétape A de mise en contact. Procédé selon la revendication 148 caractérisé en ce que le solvant physique est sélectif envers l'éthane et des constituants hydrocarbonés plus lourds du courant de gaz naturel d'entrée, par rapport au méthane, de manière que la volatilité relative du méthanepar rapport à l'éthane soit d'au moins 5,0 et que la capacité de charge en hydrocarbures, définie comme étant la solubilité de l'éthane dans le solvant, soit d'au moins 1,77 m 3 d'éthane par m 3 de solvant 25 dans les conditions normales 16 Procédé selon la revendication 15, caractérisé en ce que le solvant physique est choisi dans le groupe constitué d'éthers dialkyliques de polyalkylène-glycol, de N-méthylpyrrolidone, de diméthylformamide, de carbonate de 30 -propylène, de tétraméthylsulfone, de triacétate de glycérol, de triéthanolamine, de phosphate de tributyle et de gammabutyrolactone. 17 Procédé selon la revendication 16, caractérisé en ce que le solvant est choisi dans le groupe constitué d'éther diméthylique de polyéthylène-glycol, d'éther diméthylique de polypropylene-glycol, d'éther diméthylique de tétraméthylène-glycol et de mélanges de ces matières. 18 Procédé selon la revendication 17, caractérisé en ce que le solvant est de l'éther diméthylique de polyéthylène-glycol contenant 3-10 motifs d'éthylène et ayant une masse moléculaire de 146 à 476 19 Procédé selon la revendication 18, caractérisé en ce que la vaporisation instantanée de l'étape B est effectuée dans au moins deux étages pour produire au moins deux fractions gazeuses en Ci+ ayant une teneur en méthane qui diminue progressivement. 20 Procédé selon l'une des revendications 18 et 19, caractérisé en ce que la déméthanisation est effectuée en tant que dééthanisation et en ce que le courant de gaz résiduel est constitué essentiellement de méthane et d'éthane. 21 Procédé selon l'une des revendications 18 et 19, caractérisé en ce que la déméthanisation est effectuée en tant que dépropanisation et en ce que le courant de gaz résiduel est constitué essentiellement de méthane, d'éthane et de propane. 22 Procédé selon l'une des revendications 18 et 19, caractérisé en ce que la déméthanisation est effectuée en tant que débutanisation et en ce que le courant de gaz résiduel est constitué essentiellement de méthane, d'éthane, de propane et de butane.