Brevet FR2739789A1 — publié le 19970418

La présente invention a pour objet un procédé de traitement d'un gaz, notamment un procédé de déshydratation et une installation pour la mise en oeuvre du procédé. La présente invention trouve avantageusement son application pour la déshydratation du gaz naturel. Avantageusement, il permet de plus d'effectuer la séparation des hydrocarbures condensables inclus dans le gaz naturel, par exemple ceux qui comportent au moins trois atomes de carbone. Les produits pétroliers et notamment le gaz naturel contiennent des produits indésirables pour leur transport et/ou leur manipulation. Parmi ces produits, l'un des principaux constituants à éliminer est l'eau qui se révèle être un promoteur d'hydrates et qui favorise la corrosion. En effet, les hydrates peuvent provoquer le bouchage et le blocage des conduites de transport qui empêchent à la longue tout passage du gaz, et l'action corrosive du gaz une détérioration des conduites et des installations de traitement. Ces deux phénomènes ont des conséquences extrêmement pénalisantes, par exemple des arrêts de la production souvent assez longs car la décomposition des hydrates formés est très difficile, ce qui entraîne des pertes financières importantes. Pour éviter ces inconvénients, différents procédés sont décrits dans l'art antérieur. Le brevet FR 2.605.241 décrit un procédé de traitement du gaz naturel mettant en oeuvre plusieurs étapes effectuées dans plusieurs dispositifs successifs. Le gaz à traiter est contacté dans une première enceinte avec un solvant physique réfrigéré pour produire un gaz saturé en eau additionné du solvant, ce gaz est ensuite refroidi dans un échangeur provoquant la condensation d'une phase aqueuse contenant le solvant et l'eau de saturation ainsi que d'une phase d'hydrocarbures liquides. Le gaz déshydraté et refroidi, et la fraction d'hydrocarbures condensés sont ensuite séparés dans une enceinte de séparation. Ce procédé présente des avantages importants par rapport aux techniques antérieures. Néanmoins, la séparation entre le méthane et les hydrocarbures, tels que le propane et les hydrocarbures dont les molécules comportent plus de trois atomes de carbone, est incomplète. De plus, il nécessite l'utilisation d'au moins deux dispositifs, ce qui augmente l'encombrement des installations de traitement et les investissements correspondants. La présente invention pallie les inconvénients de l'art antérieur et permet de traiter à moindre coût des gaz comportant de l'eau pouvant se présenter sous différentes formes et qui doivent être déshydratés, notamment le gaz naturel. Elle s'applique également au traitement de gaz produits dans des installations industrielles, par exemple de gaz de raffinerie. Le procédé et l'installation selon l'invention ne requièrent qu'une seule enceinte pour réaliser la déshydratation, par exemple un échangeur-colonne, ce qui rend l'installation moins coûteuse et moins encombrante que les installations connues de l'art antérieur. Elle permet de plus de réaliser la séparation de constituants condensables à différentes températures, éventuellement présents dans le gaz à traiter, en fonction de leur composition et selon la demande du producteur et/ou des contraintes de production. Ainsi, elle s'applique avantageusement au gaz naturel comportant au moins de l'eau, du méthane et des hydrocarbures condensables, tels que les C3+ et/ou éventuellement les C2+. Dans toute la suite de la description, on désigne par C3+ l'ensemble des hydrocarbures comportant au moins trois atomes de carbone par molécule, par C4+ l'ensemble des hydrocarbures comportant au moins quatre atomes de carbone et par Cg+ l'ensemble des hydrocarbures comportant au moins cinq atomes de carbone. On désigne par l'expression "gaz traité", le gaz déshydraté ou au moins épuré en partie de l'eau de saturation. La présente invention concerne un procédé de traitement d'un gaz contenant au moins de l'eau dans le but d'épurer au moins en partie ledit gaz de l'eau. I1 est caractérisé en ce qu'il comporte par exemple au moins les étapes suivantes a) simultanément, on met en contact direct ledit gaz avec une fraction liquide comprenant au moins une phase aqueuse, en présence d'un solvant, et sur au moins une partie de la zone de contact, ledit solvant étant un composé non hydrocarbure autre que de l'eau, et on refroidit au moins en partie ledit gaz en présence dudit solvant pour provoquer la condensation d'au moins une phase liquide formée essentiellement d'eau en mélange avec le solvant , et b) on sépare la phase gazeuse non condensée de ladite phase liquide condensée au moins en partie épurée du solvant. Le gaz traité circule de préférence sous forme d'un écoulement ascendant alors que la phase liquide condensée circule sous forme d'écoulement descendant. Avantageusement la phase liquide renfermant le solvant est introduite en tête de la zone de mise en contact du gaz et de la fraction liquide. Selon un mode préféré de mise en oeuvre du procédé selon l'invention, le gaz à traiter circule dans une direction ascendante alors que la phase liquide comportant le solvant circule à contre-courant. La réfrigération du gaz à traiter est, par exemple réalisée en produisant un gradient de température variant, par exemple, en fonction de la nature dudit gaz et/ou de la nature dudit solvant. Selon un autre mode de réalisation, le procédé est auto-réfrigéré et la réfrigération du gaz est réalisée en utilisant une partie au moins du gaz traité. On détermine la quantité de phase solvant à injecter, par exemple en fonction de la température et/ou du gradient de température mesuré au cours du procédé et de la nature des composés de ladite phase et des conditions opératoires, par exemple la température. Le solvant peut être un alcool ou un solvant choisi parmi les produits suivants: dimethoxyméthane, diméthoxyéthane, éthanol, méthoxyéthanol, propanol ou encore être choisis dans différentes classes de solvants tels que par exemple les amines ou les cétones. Avantageusement le solvant utilisé est le méthanol. Pour un gaz comportant au moins de l'eau et des constituants différents de l'eau et condensables à des températures différentes, on effectue les étapes a) et b) en mettant par exemple en contact au cours de l'étape a) le gaz avec une fraction liquide comprenant une phase aqueuse et une phase comportant lesdits constituants condensables, et on sépare ladite fraction liquide au moins en partie épurée de solvant, en une fraction aqueuse et en une ou plusieurs phases comportant lesdits constituants condensables. Le procédé s'applique particulièrement bien au traitement d'un gaz naturel contenant au moins du méthane, de l'eau et des hydrocarbures supérieurs de C2 à C5 pour lequel on effectue la séparation du gaz traité, de l'eau, et/ou de la fraction GPL et/ou de la gazoline. La présente invention concerne aussi une installation de traitement d'un gaz contenant au moins de l'eau dans le but de l'épurer au moins en partie de l'eau. Elle est caractérisée en ce qu'elle comporte une enceinte EC1 munie d'un conduit d'introduction dudit gaz à traiter et d'au moins un conduit d'introduction d'au moins une phase liquide comportant au moins un solvant, lesdits conduits étant chacun reliés à un circuit principal permettant la mise en contact dudit gaz et de ladite phase solvant. Elle comprend de plus, au moins un conduit d'évacuation du gaz traité et au moins un conduit d'évacuation d'une phase liquide, lesdits conduits d'évacuation étant reliés audit circuit principal de mise en contact et un circuit de réfrigération communiquant thermiquement avec ledit circuit principal de mise en contact. Ainsi, le circuit de principal permet la mise en contact du gaz, de la fraction liquide en présence d'un solvant sur au moins une partie de sa longueur. Au moins un des conduits d'introduction d'une phase liquide comprenant le solvant est situé dans la partie supérieure de ladite enceinte. Selon un mode de réalisation, l'installation est adaptée pour le traitement d'un gaz naturel comportant au moins de l'eau et des constituants condensables à des températures différentes que l'on souhaite récupérer sélectivement. L'enceinte est pour cela munie d'au moins un moyen de récupération desdits constituants condensés et d'au moins un conduit de sortie communiquant avec ledit moyen de récupération. L'installation peut comporter des moyens de stabilisation desdits constituants condensés reliés à un desdits conduits d'évacuation des constituants condensés et/ou intégrés dans l'enceinte, de préférence dans sa partie inférieure. Avantageusement, le procédé et l'installation selon l'invention sont utilisés pour déshydrater un gaz naturel comportant de l'eau et au moins un hydrocarbure autre que le méthane et à la séparation au moins partielle des hydrocarbures autres que le méthane. L'installation selon l'invention offre notamment comme avantages d'être plus compacte et moins coûteuse, et de permettre l'optimisation de la récupération de certaines fractions d'hydrocarbures. Le procédé mis en oeuvre conduit à une diminution des coûts de traitement du gaz naturel et à une augmentation du rendement de production des fractions d'hydrocarbures sélectionnées. D'autres avantages et caractéristiques de l'invention apparaîtront mieux à la lecture de la description donnée à titre d'exemples de réalisation, dans le cadre d'applications nullement limitatives, au traitement d'un gaz naturel, en se référant aux dessins annexés où: - la figure 1 schématise le principe de base utilisé selon l'invention utilisant un circuit de réfrigération externe, - les figures 2A et 2B décrivent une installation comportant deux circuits de réfrigération comprenant un circuit externe et un circuit d'échange thermique avec au moins une partie du gaz traité, ainsi que des moyens de stabilisation, - la figure 3 montre une variante de réalisation auto-réfrigérée pour laquelle le gaz traité est recyclé pour être utilisé comme agent de refroidissant, - la figure 4 décrit un exemple de réalisation pour une installation comportant des moyens de récupération des hydrocarbures liquides d'un gaz naturel, - les figures 5 et 6 schématisent des installations intégrant des moyens de prélèvement de différents condensats associés à des moyens de stabilisation, - la figure 7 décrit un exemple d'installation qui intègre un procédé de stabilisation optimisée, et - les figures 8, 9 et 10 sont des exemples de technologie utilisée pour la fabrication de l'échangeur. Le procédé mis en oeuvre selon l'invention consiste à réaliser simultanément la réfrigération d'un gaz comportant de l'eau de saturation et, sa mise en contact avec une fraction liquide, en présence d'un solvant ayant notamment pour fonction d'éviter la formation de glace et/ou d'hydrates. L'étape de réfrigération provoque une condensation de l'eau de saturation contenue dans le gaz ainsi que des fractions liquides d'hydrocarbures dans le cas d'un gaz naturel riche. Avantageusement, ces deux étapes sont, par exemple, réalisées dans une enceinte unique regroupant au moins un circuit de mise en contact du gaz, de la fraction liquide et du solvant ou, circuit principal et, un circuit de réfrigération. Pour un gaz naturel riche, l'installation permet avantageusement de fractionner et récupérer les hydrocarbures liquides pour des compositions différentes, en fonction de la composition du gaz traité et de la demande du producteur. Le principe du procédé est illustré sur la figure 1 et appliqué à titre d'exemple à un gaz naturel saturé en eau et renfermant des hydrocarbures supérieurs associés. Le gaz à traiter est introduit dans une enceinte EC1, tel qu'un échangeur de chaleur, par le conduit 2 situé dans sa partie inférieure. A l'intérieur de cet échangeur EC1, il est simultanément contacté avec une phase liquide formée au moins en partie par un solvant arrivant par le conduit 3 dans l'échangeur EC1, et refroidi par un échange de chaleur indirect, par exemple à travers une paroi (figures 8, 9). La réfrigération peut être assurée par un fluide caloporteur, qui pénètre dans la calandre de l'échangeur EC1 par le conduit 4, circule de haut en bas pour abaisser la température du gaz à traiter qui circule dans le sens ascendant, avant de ressortir de l'échangeur par le conduit 5. D'autres exemples de réalisation pour le circuit de réfrigération sont décrits aux figures 2 à 4, à titre indicatif et nullement limitatif. Le gaz à traiter est de préférence contacté à contre-courant et de manière continue avec la phase liquide comportant le solvant circulant dans un sens descendant à l'intérieur de l'échangeur EC1 et le gaz à traiter dans un sens descendant. La réfrigération du gaz est de préférence assurée par un échange de chaleur continu à contre-courant. Cette réfrigération provoque la condensation des hydrocarbures lourds contenus dans le gaz et d'une partie de l'eau de saturation du gaz. Ces deux phases liquides condensées circulent dans le dispositif d'une manière descendante par gravité, à contre-courant du gaz traité qui s'appauvrit progressivement en propane, butane et hydrocarbures plus lourds, du fait de l'échange de matière entre la phase gazeuse et les hydrocarbures liquides. La phase liquide hydrocarbure condensée s'enrichit au fur et à mesure en constituants plus lourds en descendant. La phase aqueuse condensée riche en solvant en tête de l'échangeur s appauvrit en solvant par contact avec le gaz. Ces deux phases sont séparées par décantation dans la partie inférieure de l'échangeur colonne avant d'être évacuées respectivement par les conduits 7et8. Il est aussi possible d'évacuer l'ensemble de ces deux phases liquides par un conduit unique situé dans la partie inférieure de l'échangeur, par exemple à la place du conduit 7. Le gaz traité chargé en solvant est évacué en tête de l'échangeur colonne EC1 par le conduit 6. La phase gazeuse chargée de solvant et la phase liquide condensée sont ensuite traitées, par exemple, séparément en fonction de leur utilisation ou de leur mode de transport, ou encore des spécifications données par le producteur ou le consommateur. Le solvant vaporisé et entraîné dans la phase gazeuse permet d'éviter les problèmes de formation d'hydrates liés à la réfrigération. L'échangeur de chaleur EC1 peut aussi être équipé de moyens 9 de contrôle de la température, par exemple des capteurs de température qui sont reliés à des moyens de contrôle et de traitement 10. Les capteurs de température peuvent être distribués le long de l'échangeur de chaleur EC1 de façon à mesurer en plusieurs points les températures régnant le long du parcours du gaz en circulation. Le gaz à traiter peut être prérefroidi avant d'être introduit dans l'échangeur EC1, à l'aide d'un fluide de réfrigération disponible, tel de l'eau et/ou de l'air dans un échangeur E1 situé sur le conduit 2. Cette première étape de préréfrigération permet notamment de séparer une fraction gazoline formée par les hydrocarbures condensables dans les conditions de température et de pression établies à la sortie de l'échangeur E1. On utilise un solvant au moins partiellement miscible avec l'eau. De préférence, il possède une température d'ébullition inférieure à celle de l'eau ou forme avec l'eau un azéotrope dont la température d'ébullition est inférieure à celle de l'eau de manière à pouvoir être entraîné par le gaz non condensé. Ce solvant est par exemple un alcool et de préférence le méthanol. I1 peut aussi être choisi parmi les solvants suivants : méthylpropyléther, éthylpropyléther, dipropyléther, méthyl tertiob utyléther, dimethoxyméthane, diméthoxyéthane, éthanol, méthoxyéthanol, propanol ou encore être choisis dans différentes classes de solvants tels que par exemple les amines ou les cétones ou encore un mélange formé à partir d'un ou plusieurs de ces produits. La quantité de solvant à injecter est habituellement ajustée en fonction de la température, de la pression et/ou de la composition du gaz afin d'éviter la formation d'hydrates et la formation de cristaux de glace dus à la présence de l'eau. Ainsi, par exemple, le rapport en moles du débit de solvant sur le débit du gaz traité est compris entre 1/1000 et 1/10. Avantageusement, on optimise le procédé de traitement en adaptant la quantité de solvant injecté en fonction, par exemple de la composition du gaz et/ou des conditions opératoires, telles que la température et/ou la variation de température et/ou la pression. Pour cela on tient compte, par exemple, des valeurs de température et/ou du gradient de température mesurées par les capteurs de température situés au niveau de l'échangeur. De préférence, on tient compte aussi des opérations effectuées ensuite sur le gaz traité issu de l'enceinte. Par circulation à contre-courant, le gaz entraîne le solvant contenu dans les phases liquides qui descendent par gravité. Ces phases liquides sont recueillies en fond, substantiellement débarrassées de solvant. Le solvant injecté en tête est donc principalement évacué dans la phase gazeuse sortant en tête. La quantité de solvant injecté peut être ainsi ajustée afin d'obtenir le niveau de concentration dans cette phase gazeuse requis pour éviter la formation d'hydrates, compte-tenu des conditions de température et de pression. La teneur en solvant dans la phase gazeuse est généralement réduite et d'autant plus faible que la température est basse. La quantité de solvant injectée en tête par exemple de l'échangeur est donc relativement faible et constitue un appoint destiné à compenser les pertes dans le gaz. Le solvant injecté en tête n'est pas nécessairement pur et peut être, par exemple, mélangé avec de l'eau, à condition toutefois que la concentration de solvant en phase aqueuse permette d'éviter la formation d'hydrates. La variation de température ou le gradient de température provoqué dans l'échangeur sont par exemple choisis en fonction de la nature du gaz et, de la quantité d'hydrocarbures condensés, tels que les GPL et la gazoline, à récupérer. De même, l'abaissement en température du gaz à traiter, est de préférence réalisé pour obtenir un gradient de température sur l'ensemble de l'échangeur. Avantageusement, le procédé est auto-réfrigéré en partie ou en totalité, c'est-à-dire que la réfrigération est assurée au moins en partie par le gaz traité. La figure 2A schématise une variante de réalisation dans laquelle, l'échangeur de chaleur EC1 est muni d'un circuit de réfrigération à l'aide d'un fluide caloporteur extérieur, entrant par le conduit 4 et sortant par le conduit 5 décrit à la figure 1, les conduits 4 et 5 étant situés dans sa partie supérieure et d'un circuit de réfrigération complémentaire assuré par au moins une partie du gaz traité évacué de l'échangeur par le conduit 6, entrant dans l'échangeur par un conduit Il situé, de préférence en dessous du conduit d'évacuation 5 du fluide caloporteur, et ressortant par un conduit 6' au niveau de la partie inférieure de l'échangeur. Le fluide caloporteur extérieur refroidit au moins en partie le gaz traité dans la partie supérieure de l'échangeur, qui sort de l'échangeur par le conduit 6 et qui est réintroduit dans l'échangeur par le conduit 11, qui prolonge le conduit 6. Par le conduit 8, on évacue une fraction liquide qui contient en majorité les constituants les plus lourds contenus dans le gaz qui alimente l'échangeur de chaleur EC1, et condensés lors du procédé. Cette fraction liquide peut être stabilisée par chauffage du volume liquide recueilli au fond de l'enceinte de l'échangeur EC1 selon le schéma représenté sur la figure 2B, qui intègre dans la partie inférieure de l'échangeur un moyen de stabilisation, tel un rebouilleur B1. On recueille ainsi par le conduit 8 une fraction liquide déjà stabilisée et on améliore le rendement de production en C1-C2, le méthane et l'éthane vaporisés par chauffage se retrouvant dans le gaz traité évacué par le conduit 6'. Exemple 1 Un premier exemple de mise en oeuvre du procédé selon l'invention décrit en relation avec la figure 2A, permet d'obtenir à partir d'un gaz naturel renfermant des hydrocarbures supérieurs associés, un gaz déshydraté largement appauvri en constituants comportant au moins trois atomes de carbone. L'échangeur de chaleur EC1 est, par exemple un échangeur-colonne tubulaire, les tubes renferment un garnissage pour augmenter le transfert de matière entre le gaz, la phase aqueuse, la phase hydrocarbure et le solvant. La composition massique du gaz naturel est par exemple la suivante: EAU 82,30 METHANOL 0,00 AZOTE 211,97 DIOXYDE DE CARBONE 397,79 METHANE 25765,00 ETHANE 6028,62 PROPANE 4360,50 ISOBUTANE 1335,05 BUTANE 487,21 ISOPENTANE 668,81 PENTANE 528,87 HEXANE 1053,47 TOTAL KG/HR 42919,59 Le gaz naturel est par exemple préalablement refroidi dans l'échangeur El à une température supérieure ou égale à sa température de rosée voisine de 430C, et à une pression sensiblement égale à 4,4 MPa, avant d'être injecté dans le dispositif de traitement par le conduit 2 avec un débit sensiblement égal à 42919 Kg/h. Le solvant, composé essentiellement de méthanol, est injecté par le conduit 3 à une température inférieure ou égale à la température ambiante et, par exemple, voisine de -20 C, avec un débit sensiblement égal à 13 Kg/h. La réfrigération dans l'échangeur colonne EC1 est assurée, par exemple dans sa partie supérieure par un fluide caloporteur qui pénètre par le conduit 4 à une température voisine de -27 C et qui est évacué par le conduit 5 à une température voisine de -23 C. La partie inférieure de l'échangeur EC1 est refroidie par le gaz traité évacué par le conduit 6, et réintroduit dans l'échangeur par le conduit il à une température sensiblement égale à - 22"C et avec une pression voisine de 4,4 MPa. Le gaz traité et recyclé abaisse la température du gaz à traiter circulant à contre-courant, par échange de chaleur avant d'être évacué par le conduit 6' à une température de 39"C. Le gaz naturel à traiter en se refroidissant progressivement s'appauvrit d'une part, en hydrocarbures contenant plus de trois atomes de carbone qui condensent pour former une phase liquide formée d'hydrocarbures liquides, et d'autre part en eau, la phase aqueuse formée par condensation de l'eau de saturation étant évacuée par gravité au fur et à mesure de sa formation. Au cours de l'opération de déshydratation, le gaz naturel, le méthanol et les deux phases liquides sont en contact. La présence du méthanol évite la formation de glace et d'hydrates. En limitant la quantité de méthanol injecté en tête à la quantité nécessaire pour éviter la formation d'hydrates, on récupère en fond de l'échangeur EC1 de l'eau de condensation du gaz traité contenant moins de 100 ppm masse de solvant. Cette eau est évacuée par le conduit 7 à une température de 430C avec un débit voisin de 82,0 Kg/h. La phase hydrocarbure liquide enrichie en hydrocarbures C3+ et renfermant par exemple plus de 99% d'hydrocarbures Cs+, 65% des composés C4+ et 12% de C3+ est évacuée par le conduit 8 après séparation de la phase aqueuse, par exemple par décantation, avec un débit d'environ 5175 Kg/h. Le gaz traité, déshydraté et appauvri d'environ 50% en hydrocarbures C3+ est évacué par le conduit 6, avec un débit de 37710 Kg/h. Le rendement de production des C1 et C2, est d'environ 98%, alors que dans un procédé selon l'art antérieur le rendement se situe aux alentours de 92%. Selon un autre mode de réalisation, l'installation est auto-réfrigérée en utilisant comme agent de réfrigération une partie du gaz traité issu du conduit 6. Un tel cas est illustré par l'exemple de réalisation schématisé sur la figure 3. Le gaz traité sortant en tête de l'échangeur est refroidi dans un dispositif 12 disposé sur le conduit 6, par exemple par détente à travers une vanne ou par détente à travers une turbine. Le gaz ainsi refroidi est réinjecté, par le conduit 4, dans l'échangeur EC1, dans lequel il abaisse la température du gaz à traiter circulant dans le sens ascendant par échange thermique. Il ressort, après échange de chaleur, par le conduit 6' avant d'être envoyé vers une autre installation de traitement et/ou vers une conduite de transport. Le gaz évacué par le conduit 6' peut éventuellement être repris par un dispositif de compression après l'échangeur (non représenté) pour assurer son transfert. Avantageusement, l'installation permet de récupérer les coupes d'hydrocarbures plus lourds que le méthane contenues dans un gaz naturel en fonction notamment de leur composition, notamment le nombre d'atomes de carbone par molécule. La figure 4 décrit une installation de traitement intégrant des moyens de récupération des fractions GPL d'un gaz naturel, distincts des moyens de récupération de la gazoline. L'exemple de réalisation de la figure 4 dérive de celui qui est représenté sur la figure 2 en ce qu'il comporte des moyens de récupération (14, 15) disposés au niveau de l'échangeur. Ce mode de réalisation peut aussi, sans sortir du cadre de l'invention, être combiné avec les dispositifs représentés sur les figures 1 et 3. Le gaz naturel comporte des hydrocarbures qui condensent à des températures différentes. L'abaissement de la température selon un gradient donné dans l'échangeur, permet de condenser dans des zones différentes les différentes fractions d'hydrocarbures contenues dans le gaz naturel. Les fractions les plus lourdes sont recueillies en fond d'échangeur et les fractions les plus légères en tête d'échangeur. H est également possible de récupérer dans une zone intermédiaire, une fraction d'hydrocarbure correspondant à un intervalle de température d'ébullition fixé. Pour récupérer par exemple la fraction GPL, qui comprend le propane et les butanes (hydrocarbures à trois ou quatre atomes de carbone), et séparément, la gazoline représentant la fraction C5+, l'échangeur EC1 est équipé d'un moyen de récupération, tel qu'un plateau 14 communiquant avec le circuit principal de mise en contact du gaz traité et du solvant. Le plateau récupérateur 14 est situé dans une partie de l'échangeur, dont le niveau est fixé par exemple en fonction de la nature des coupes ou hydrocarbures à récupérer et de la température régnant à différents endroits de la colonne. Le plateau 14 permet de séparer la phase aqueuse condensée des hydrocarbures condensés contenant principalement du propane et des butanes ainsi qu'une faible quantité de méthane et d'éthane et de les récupérer pour ensuite les évacuer au moins en partie par un conduit latéral 15. La phase aqueuse séparée, ainsi que la phase hydrocarbure du plateau 14 non récupérée, repartent du plateau 14 vers le circuit principal de traitement dans lequel elles continuent leur circulation descendante avant d'être évacuées par les conduits 7 et 8 selon le procédé décrit, par exemple, à la figure 1. Il est bien entendu que l'échangeur peut être équipé de plusieurs plateaux de récupération reliés à des conduits latéraux d'évacuation, distribués le long de l'échangeur en fonction de la nature des hydrocarbures à récupérer. Dans certains cas, il s'avère avantageux de récupérer le solvant pouvant provenir d'une étape de lavage des GPL réalisée à l'extérieur de l'échangeur par extraction liquide-liquide à l'aide d'une "eau de lavage" et/ou de quantités de solvant pouvant provenir d'autres dispositifs de l'installation de traitement. Avantageusement, le plateau 14 est équipé d'au moins un conduit 144 permettant l'injection d'une phase liquide, par exemple une phase aqueuse contenant un solvant. La phase liquide injectée par le conduit 144 peut provenir par exemple d'une étape de lavage d'une fraction liquide prélevée, telle que, par exemple, la fraction d'hydrocarbures liquides prélevée par le conduit 15. En effet, au niveau du plateau 14 cette fraction d'hydrocarbures liquides est en équilibre avec une phase aqueuse contenant en partie du solvant et la phase gazeuse contenant également du solvant. Du fait de cet équilibre, les hydrocarbures liquides prélevés par le conduit 15 contiennent des traces de solvant. La phase aqueuse provenant de l'étape de lavage et contenant le solvant initialement dissous dans la fraction hydrocarbure liquide, est recyclée dans l'échangeur colonne EC1 par le conduit 144, puis elle est mise en contact à contre courant avec le gaz à traiter. Au cours de ce contact, elle cède, par transfert de matière, la quantité de solvant qui est entraînée dans la phase gazeuse. Le conduit de réinjection de la phase liquide contenant du solvant à récupérer peut être également positionné à d'autres niveaux de l'échangeurcolonne. Il est également possible d'équiper l'échangeur-colonne de plusieurs conduits d'injection de ce type en fonction des traitements souhaités. Cette récupération de solvant et éventuellement d'autres produits dissous permet de diminuer les coûts opératoires. Ces modes de réalisation permettent d'améliorer la récupération des constituants d'un condensat pour différents types de gaz. Ils s'appliquent également à des gaz autres que des gaz naturels, par exemple, à des gaz de raffinerie. Exemple 2 Un second exemple de mise en oeuvre de l'invention décrit en relation avec la figure 4 permet de récupérer de manière sélective les coupes d'hydrocarbures contenues dans le gaz naturel en fonction d'une composition souhaitée, par exemple les hydrocarbures associés renfermant plus de trois atomes de carbone. Le gaz naturel est refroidi et contacté selon le procédé décrit par exemple à la figure 3. Les autres modes décrits dans les figures 1 et 2 peuvent également s'appliquer sans sortir du cadre de l'invention. Lors du processus de déshydratation, le gaz naturel s'appauvrit en constituants lourds C3+ en cédant par condensation au moins en partie les constituants formés de molécules à au moins trois atomes de carbone et en formant une phase hydrocarbure liquide qui s'enrichit de haut en bas en constituants de plus en plus lourds. Pour un échangeur-colonne EC1 dimensionné par exemple pour obtenir l'équivalent de 12 plateaux théoriques, la concentration en propane dans la phase hydrocarbures liquides obtenue au niveau du sixième plateau est, par exemple, voisine de 26% masse alors qu'elle est de 9,8% dans la phase liquide hydrocarbure évacuée en fond de l'équipement par le conduit 8. La concentration en propane évoluant tout au long de l'échangeur-colonne, il est souhaitable et avantageux de prélever les phases hydrocarbures formées selon des niveaux correspondant aux compositions recherchées. On peut ainsi, par soutirage latéral, évacuer des phases hydrocarbures liquides de composition variable et en fonction de la demande du producteur. Le gaz naturel est introduit par le conduit 2 avec un débit de 42837 Kg/h, avec une température voisine de 43"C, et à une pression sensiblement égale à 4,5 MPa. La quantité de méthanol injecté par le conduit 3 est, par exemple de 13,9 Kg/h pour maintenir un gradient de concentration en méthanol dans la phase aqueuse formée dans l'échangeur correspondant à une concentration variant de 99% masse en tête de l'échangeur à une température de -23 C et à une concentration de 0,01% masse en fond de l'échangeur pour une température d'environ 43"C. Au niveau des moyens de récupération 14 et 15, (figure 4) correspondant par exemple au quatrième plateau théorique de l'échangeur, on évacue, par exemple, par le conduit 15, 70% de la phase liquide hydrocarbures contenant plus de 25% masse de propane à une température d'environ -2 C et avec un débit sensiblement égal à 3600 Kg/h. La phase aqueuse et la phase hydrocarbure comportant la majorité des constituants ayant des atomes de carbone supérieurs à C4+ sont évacuées après décantation par les conduits 7 et 8. La phase hydrocarbure liquide, comportant notamment des hydrocarbures en Cs+, qui est évacuée par le conduit 8 avec un débit de 2525 Kg/h, renferme plus de 75 % des hydrocarbures en Cg+ contenus dans le gaz à traiter. Le gaz naturel traité et refroidi par détente dans le dispositif 12, assure par échange thermique, la réfrigération du gaz naturel à traiter circulant à contrecourant, avant d'être évacuée, après échange, par le conduit 6' avec un débit de 36715 Kg/h. Il est déshydraté et appauvri de plus de 55% des hydrocarbures en C3+. Une comparaison entre les deux exemples de mise en oeuvre décrits respectivement en relation aux figures 2 et 4 montre l'avantage de récupérer les hydrocarbures selon des zones choisies. On récupère au niveau du plateau 14, une phase hydrocarbure enrichie de 65% en composés C3 et C4, alors que la phase hydrocarbure évacuée par le conduit 8 n'est enrichie que d'environ 20 % en C3 et C4. D'autre part, en procédant une récupération latérale des coupes en fonction de leur composition et de leur zone de condensation, on obtient des phases hydrocarbures liquides différents en composition, l'une riche en constituants C3 et C4 soutirée latéralement, l'autre riche en Cs et C6 évacuée en fond de l'équipement. De cette façon, le rendement de production en constituants Ci et C2 dans le gaz traité est également augmenté. Avantageusement, l'installation permet de réaliser la stabilisation des fractions d'hydrocarbures récupérées selon l'un des procédés décrits en relation aux figures 1 à 4. Les figures 5 et 6 décrivent respectivement des installations comportant un dispositif de déshydratation muni de moyens de stabilisation des hydrocarbures condensés (GPL et gazoline). Sur la figure 5, le conduit d'évacuation 15 communiquant avec le plateau de récupération 14 des GPL condensés de la figure 4 est relié à un dispositif 16 permettant leur stabilisation. Le dispositif de stabilisation est un dispositif connu de l'homme de l'art et ne sera pas décrit en détail. Le procédé de stabilisation complémentaire à la récupération des fractions d'hydrocarbures, consiste à envoyer dans le dispositif de stabilisation 16 la fraction de condensat récupérée au niveau du plateau 14 et comportant du méthane et de l'éthane en faible quantité et une majorité de GPL condensé. La fraction riche en méthane et en éthane est évacuée du dispositif de stabilisation 16 par un conduit 17 et recyclée vers l'échangeur EC1 au niveau du plateau 14 pour être récupérée et mélangée avec le gaz à traiter. La fraction GPL stabilisée ressort dans la partie inférieure du dispositif de stabilisation au niveau du rebouilleur 19 par un conduit 18. Une telle manière de procéder permet avantageusement de stabiliser les GPL avant leur récupération par le producteur et d'autre part d'augmenter le rendement en méthane et en éthane du procédé. Sur la figure 6, l'installation décrite à la figure 5 comporte un deuxième dispositif de stabilisation 21 permettant de stabiliser la gazoline évacuée par le conduit 8. Le schéma de fonctionnement est identique à celui décrit en relation avec la figure 5, le condensat évacué par le conduit 8 comportant en majorité de la gazoline et en faible quantité des hydrocarbures en C1 à C4 est envoyé dans le dispositif de stabilisation 21. La partie de gazoline stabilisée est évacuée par le conduit 22 au niveau du rebouilleur 23. La fraction gazeuse composée essentiellement de méthane, éthane et propane, est évacuée du dispositif par le conduit 25 pour être recyclée et remélangée avec le gaz à traiter arrivant par le conduit 2. Ces deux modes de réalisation permettent d'optimiser la récupération des fractions hydrocarbures. Il est possible d'améliorer la stabilisation des fractions de GPL et de la gazoline produits. Pour cela, l'installation décrite à la figure 7 diffère de celle de la figure 6 par l'adjonction de deux vannes de détente V1 et V2 situées respectivement sur les conduits d'évacuation 14 et 8. Les fractions gazeuses issues des dispositifs de stabilisation 16 et 21, sont recomprimées au travers des moyens tels des compresseurs K1 et K2 avant d'être renvoyés par un conduit 28 vers le gaz à traiter au niveau de la conduite 2. Différentes technologies, connues de l'homme de métier, peuvent être employées pour réaliser l'échangeur, et les moyens ou dispositifs associés, parmi lesquelles certaines sont décrites ci-après à titre d'exemples non limitatifs. L'échangeur EC1 est par exemple un échangeur de type tubes et calandre tel que celui qui est schématisé sur la figure 8. Le gaz à traiter arrivant par le conduit 2, circule dans un sens ascendant à l'intérieur de tubes verticaux 30. Ces tubes sont de préférence pourvus d'un garnissage, par exemple un garnissage structuré permettant d'améliorer le contact entre le gaz qui monte et les fractions liquides qui descendent. Le gaz traité est évacué en tête par le conduit 6. Le solvant est introduit par le conduit 3 et envoyé dans les différents tubes 30 par une rampe d'alimentation 31 vers un plateau de distribution 32. La phase hydrocarbure liquide, stabilisée par chauffage à l'aide d'un rebouilleur B2 situé dans la partie inférieure de l'échangeur EC1, par exemple, est évacuée sous contrôle de niveau, par le conduit 8, et la phase aqueuse est évacuée sous contrôle de niveau par le conduit 7. La réfrigération est assurée par un fluide caloporteur introduit dans l'échangeur par le conduit 33 et évacué après échange thermique par le conduit 34. Selon une autre technologie, l'échangeur EC1 est un échangeur à plaques, par exemple en aluminium brasé, tel que celui qui est schématisé sur la figure 9. Un tel échangeur est constitué par un assemblage de plaques planes 35 entre lesquelles se trouvent des plaques intercalaires ondulées 36 qui permettent de maintenir mécaniquement l'assemblage et d'améliorer le transfert thermique. Ces plaques délimitent des canaux 37 dans lesquels circulent les fluides participant au cours du procédé à l'échange thermique. Le gaz à traiter introduit dans l'échangeur par le conduit 2 circule dans les canaux 37 dans une direction ascendante en étant refroidi au fur et à mesure par le fluide caloporteur. Les plaques intercalaires ondulées 36, jouant le rôle d'un garnissage structuré, favorisent le contact entre le gaz qui monte et les fractions liquides qui descendent. Le solvant envoyé par le conduit 3 est distribué uniformément au dessus des canaux 37 dans lesquels circule le gaz à traiter. Dans le cas d'un procédé auto-réfrigéré, le gaz déshydraté est évacué en tête d'échangeur par le conduit 6, refroidi par détente, selon un procédé par exemple décrit à la figure 3 et réintroduit au niveau de la partie supérieure de l'échangeur par le conduit 38 qui arrive sensiblement perpendiculairement au plan de la coupe représentée sur la figure 9 dans une enceinte d'alimentation des canaux non représentée sur la figure. Il est évacué après échange thermique par le conduit 39 qui ressort perpendiculairement au plan de la coupe représentée sur la figure 9, le conduit étant relié à une enceinte d'évacuation des canaux non représentée sur la figure.Les enceintes d'alimentation et d'évacuation sont des dispositifs connus de l'homme de métier permettant le passage des fluides circulant dans chacun des canaux dans le conduit d'évacuation et inversement de distribuer le fluide provenant d'un conduit dans les différents canaux. La phase hydrocarbure liquide, éventuellement stabilisée par le rebouilleur B3, est évacuée sous contrôle de niveau (LC, V) par le conduit 8 et la phase aqueuse est évacuée sous contrôle de niveau par le conduit 7. D'autres types d'échangeurs à plaques peuvent être également utilisés, par exemple des échangeurs à plaques en acier inoxydables soudées entre elles, soit bord à bord, soit sur toute leur surface par exemple par une technique de soudage par diffusion. Les plaques sont, par exemple, formées par explosion ou gravées chimiquement. Il est bien entendu que sans sortir du cadre de l'invention, l'homme de métier fera appel à toutes les techniques connues et disponibles pour améliorer le contact entre les phases et/ou la distribution des fluides. La figure 10 schématise un exemple de réalisation d'un plateau permettant de prélever des phases en fonction de leur nature selon un procédé décrit à la figure 4, par exemple. Le plateau comporte des cheminées 40 permettant au gaz de remonter vers la partie supérieure de l'échangeur. La phase liquide qui est recueillie sur ce plateau peut être évacuée par le conduit 15 avec un débit contrôlé, mais peut également s'écouler par débordement vers la partie inférieure de l'échangeur. n est ainsi possible de ne recueillir qu'une fraction de la phase liquide arrivant de la partie supérieure de l'échangeur. Si deux phases liquides sont prélevées sur le plateau, par exemple une phase hydrocarbure liquide et une phase aqueuse, il est possible de les évacuer au moins en partie séparément. La phase aqueuse qui est plus lourde tend à s'accumuler au fond du plateau et il est possible de l'évacuer par exemple à travers des perforations 41 aménagées dans le plateau. Tout autre mode d'évacuation de l'une ou l'autre des phases connu de l'homme de l'art pourra être utilisé pour sans sortir du cadre de l'invention. REVENDICATIONS 1 - Procédé de traitement d'un gaz contenant au moins de l'eau dans le but de débarrasser au moins en partie ledit gaz de l'eau caractérisé en ce que: a) simultanément, on met en contact direct ledit gaz avec une fraction liquide comprenant au moins une phase aqueuse, en présence d'un solvant sur au moins une partie de la zone de contact, ledit solvant étant un composé non hydrocarbure autre que de l'eau, et on refroidit au moins en partie ledit gaz en présence dudit solvant pour provoquer la condensation d'au moins une phase liquide formée essentiellement d'eau en mélange avec le solvant, et b) on sépare la phase gazeuse non condensée de ladite phase liquide condensée au moins en partie épurée du solvant. 2 - Procédé selon la revendication 1 caractérisé en ce que l'on introduit ladite phase liquide renfermant le solvant dans la partie supérieure de la zone de mise en contact du gaz et de la fraction liquide. 3 - Procédé selon l'une des revendications précédentes caractérisé en ce que le contact de la phase solvant et du gaz à traiter est un contact à contre-courant entre le gaz ascendant et la phase liquide descendante. 4 - Procédé selon l'une des revendications 1 à 3 caractérisé en ce que l'on refroidit au moins en partie le gaz à traiter en produisant un gradient de température variant en fonction de la nature dudit gaz et/ou de la nature dudit solvant. 5 - Procédé selon l'une des revendications de 1 à 4 caractérisé en ce que l'on provoque la réfrigération en utilisant une partie au moins du gaz traité. 6 - Procédé selon l'une des revendications précédentes caractérisé en ce que l'on détermine la température et/ou le gradient de température au cours du procédé et on détermine en fonction de la nature des composés de ladite phase et des conditions opératoires, la quantité de phase solvant à injecter. 7 - Procédé selon l'une des revendications précédentes caractérisé en ce que le solvant est un alcool ou choisi parmi les solvants suivants méthylpropyléther, éthylpropyléther, dipropyléther, méthyltertiobutyléther, dimethoxyméthane, diméthoxyéthane, éthanol, méthoxyéthanol, propanol ou encore être choisis dans différentes classes de solvants tels que par exemple les amines ou les cétones. 8 - Procédé selon l'une des revendications précédentes caractérisé en ce que le solvant est le méthanol. 9 - Procédé selon l'une des revendications précédentes caractérisé en ce que l'on effectue les étapes a) et b) pour un gaz comportant au moins de l'eau et des constituants différents de l'eau et condensables à des températures différentes, en mettant en contact au cours de l'étape a), le gaz avec une fraction liquide comprenant une phase aqueuse et on sépare ladite phase liquide au moins en partie épurée du solvant en une phase aqueuse et en une ou plusieurs phases comportant lesdits constituants condensables. 10 - Procédé selon la revendication 9 caractérisé en ce que l'on réalise le traitement d'un gaz naturel contenant au moins du méthane, de l'eau et des hydrocarbures supérieurs de C2 à Cg+ et l'on effectue la séparation du gaz traité, de l'eau, et/ou de la fraction GPL et/ou de la gazoline. 11 - Installation pour le traitement d'un gaz contenant au moins de l'eau dans le but de débarrasser au moins en partie le gaz de l'eau caractérisé en ce qu'elle comporte une enceinte EC1 munie d'un conduit d'introduction (2) dudit gaz à traiter et d'un conduit d'introduction (3) d'au moins une phase liquide comportant au moins un solvant, lesdits conduits étant chacun relié à un circuit principal permettant la mise en contact dudit gaz et de ladite phase solvant, au moins un conduit d'évacuation (6, 6') du gaz traité et au moins un conduit d'évacuation (7, 8) d'une phase liquide, lesdits conduits d'évacuation étant relié audit circuit principal de mise en contact et un circuit de réfrigération (4, 5; 6, 12, 6') communiquant thermiquement avec ledit circuit principal de mise en contact. 12 - Installation selon la revendication 11 caractérisée en ce que ledit conduit d'introduction de ladite phase liquide comportant le solvant est situé dans la partie supérieure de ladite enceinte. 13 - Installation pour le traitement d'un gaz contenant au moins de l'eau et des constituants condensables à des températures différentes selon la revendication 12 caractérisée en ce qu'elle comporte au moins un moyen de récupération (14) desdits constituants condensés et au moins un conduit (15) de sortie communiquant avec ledit moyen de récupération. 14 - Installation selon l'une des revendications de 11 à 13 caractérisée en ce qu'elle comporte au moins un moyen de stabilisation desdits constituants condensés reliés à un desdits conduits d'évacuation des constituants condensés. 15 - Application du procédé selon l'une des revendications 1 à 10 à la déshydratation d'un gaz naturel comportant de l'eau et au moins un hydrocarbure autre que le méthane et à la séparation au moins partielle des hydrocarbures autres que le méthane.