Brevet FR3009202A1 — publié le 20150206

i La présente invention concerne le domaine du traitement d'effluents gazeux contenant des métaux lourds, en particulier des effluents d'origine pétrolière et leurs dérivés tels que le gaz naturel et le gaz de synthèse. Plus précisément, l'invention concerne la captation des métaux lourds, et notamment du mercure ou de l'arsenic, présents dans un effluent gazeux humide, à l'aide d'un procédé permettant, dans un premier temps, de diminuer l'hygrométrie du gaz puis, dans un second temps, de purifier l'effluent ainsi déshumidifié partiellement par une technologie de captation de métal lourd. Le mercure est un contaminant métallique que l'on trouve dans des hydrocarbures gazeux ou liquides produits dans de nombreuses régions du monde telles que le golfe du Niger, l'Amérique du Sud, l'Afrique du Nord ou la région Asie-Pacifique. L'élimination du mercure des hydrocarbures est souhaitée au niveau industriel pour plusieurs raisons. D'une part, la présence de mercure dans ces hydrocarbures fait courir des risques aux opérateurs travaillant au contact de ces produits car le mercure est toxique. Sous forme élémentaire, le mercure est volatil et présente de graves risques de neurotoxicité par inhalation. Sous forme organique, le mercure présente des risques similaires de neurotoxicité par contact cutané. D'autre part, la présence de mercure dans les hydrocarbures est nuisible aux opérations classiques de traitement servant à valoriser ces hydrocarbures. Classiquement, les hydrocarbures sont soumis à des réactions catalytiques telles que l'hydrogénation sélective des oléfines produites par vapocraquage ou le craquage catalytique des hydrocarbures liquides. Or, les catalyseurs utilisés comprenant généralement des métaux nobles tels que le platine et le palladium peuvent être désactivés par le mercure. En effet, le mercure induit un frittage des catalyseurs par amalgame des nanoparticules de métaux nobles. La réduction de la surface spécifique des catalyseurs conduit à une perte très importante de leur activité catalytique. Enfin, l'élimination de mercure est importante car sa présence peut entrainer des problèmes de corrosion des échangeurs de chaleur cryogéniques à base d'aluminium, ce qui peut donner lieu à de graves conséquences industrielles. Entre autres pour ces raisons, on souhaite éliminer ou au moins réduire la concentration en mercure dans les effluents gazeux hydrocarbonés. Industriellement, l'élimination du mercure des effluents gazeux est réalisée par une circulation de l'effluent à traiter au travers de lits de garde mercure (ou unité de démercurisation) remplis de matériaux adsorbants, autrement appelés masses de captation. L'impureté à éliminer, ici le mercure, est alors retenue irréversiblement, de manière préférée par chimisorption, au sein ou à la surface de la masse de captation et 5 l'effluent évacué du lit de masse de captation est alors purifié. La captation du mercure peut être réalisée en faisant réagir, dans une masse de captation, le mercure avec une phase active à base de soufre élémentaire. En effet, le soufre élémentaire, S, réagit de manière irréversible avec le mercure élémentaire, Hg °, de la façon suivante : 10 Hg ° (g/1) + S (s) HgS (s) (1) Par « Hg ° (g/1) », on entend que le mercure se trame dissous dans une phase fluide gazeuse (g) ou liquide (I). Par opposition, « (s) » désigne les phases solides 15 constituées par la phase active de la masse de captation et par le produit de la réaction. Le produit formé, HgS, appelé cinabre ou métacinabre, est une phase minérale inerte chimiquement et solide sur une vaste gamme de température. Le mercure est ainsi piégé dans la masse de captation et l'effluent à traiter est purifié. D'autres phases actives peuvent être utilisées telles que des sulfures métalliques comme par exemple le sulfure 20 de cuivre (CuS). De manière classique, les masses de captation sont obtenues par des méthodes d'imprégnation de phase active sur des supports poreux de type charbons actifs ou alumine ou bien par une co-granulation de la phase active avec un liant tel que par exemple l'oxyde d'aluminium. 25 Cependant, ces masses de captation peuvent présenter des dysfonctionnements lorsque l'effluent gazeux à traiter est humide. D'une part, selon la phase active choisie, celle-ci peut être lixiviée par la présence d'eau liquide ou d'hydrocarbures liquides et être entrainée dans le flux à traiter, ou bien le liant peut réagir avec l'eau pour former une phase dense et compacte qui va boucher la circulation du gaz. D'autre part, la présence 30 d'eau sous forme de vapeur à des taux d'hygrométrie importants dans le gaz à traiter peut entrainer l'apparition de phénomènes de condensation capillaire sur les supports poreux utilisés. Ce phénomène se traduit par l'apparition, à une température donnée, d'eau liquide à des pressions inférieures à la pression de vapeur saturante de l'eau (Po). Pour un pore modèle de forme cylindrique, l'équation de Kelvin (Equation 2) permet de déterminer le rayon de pore critique (Rc) en deçà duquel les pores seront remplis d'eau liquide. Rc = -27Vmcos9/RT/log10(P/P0) (2) où P est la pression du gaz, T est la température du gaz, R est la constante des gaz parfaits (R=8.314 J.K-'.mol-1), Vm est le volume molaire de l'eau, y est la tension de surface gaz/eau et 0 est l'angle de contact eau/solide. P/Po correspond à la définition de l'humidité relative de l'effluent. Les pores de plus petite taille, notamment les micropores (d 50nm) au phénomène de condensation capillaire (d correspondant au diamètre de pores). L'humidité relative du gaz naturel, également nommée taux d'humidité ou taux d'hygrométrie ou degré d'hygrométrie, correspond au rapport de la pression partielle de vapeur d'eau contenue dans le gaz sur la pression de vapeur saturante, également nommée tension de vapeur, à la même température. Elle est donc une mesure du rapport entre le contenu en vapeur d'eau de l'air et sa capacité maximale à en contenir dans ces conditions de pression et de température. Le mécanisme de condensation capillaire peut également avoir lieu avec des vapeurs d'hydrocarbures ou de composés organiques volatils. La présence de condensation capillaire impacte fortement le fonctionnement de la masse de captation puisqu'elle entraine l'apparition d'une importante résistance au transfert de matière dans le lit et empêche le mercure d'accéder à l'intégralité de la phase active. Très souvent, les performances du lit de garde sont alors fortement altérées. Une baisse de performance de masses de captation de type soufre sur charbon actif a ainsi été observée sur la plage de fonctionnement nocturne du lit de garde. Ce dysfonctionnement est attribué à la baisse de température du réacteur durant la nuit qui entraine l'apparition de condensation capillaire dans le lit. De même, il a été montré que pour un gaz modèle (mercure dans azote), ayant une humidité relative de 10 %, les performances de la masse de captation à base de soufre déposé sur un charbon actif diminuent de 25%. Il est donc important de placer le lit de garde mercure à un endroit approprié sur la chaine du procédé pour opérer l'unité de manière optimale. De manière générale, sur une exploitation de gaz naturel, le gaz est extrait du milieu géologique sur des puits de production. A la sortie des puits de production, le gaz naturel est chargé en eau et en hydrocarbures liquides (condensats). On obtient donc un flux triphasique composé de gaz, de liquide et de boues, qui est canalisé dans une unité pour piéger les boues, couramment nommée "slug catcher". Généralement, le "slug catcher" se présente sous la forme de tuyaux disposés selon une pente étudiée qui permet de contrôler l'écoulement du mélange et de déposer les boues. A la sortie de cette unité, le mélange est envoyé dans un séparateur appelé primaire. On obtient ainsi trois phases : eau, condensats et gaz. Le gaz issu du séparateur primaire est envoyé vers un coalesceur qui fait retomber vers le séparateur primaire les entraînements de liquide. A la sortie du coalesceur, le gaz est théoriquement tout juste à la saturation, mais en pratique il y a souvent la présence d'entraînements de liquide plus ou moins importants, le plus souvent sous forme de gouttelettes en suspension dans le gaz, en fonction des performances du coalesceur installé. Le gaz est ensuite désacidifié généralement par une unité d'élimination des gaz acides généralement un traitement aux amines - qui permet d'éliminer sélectivement H2S et 002. Le gaz ainsi traité passe ensuite sur une unité de séchage permettant d'abaisser le taux d'hygrométrie jusqu'à des valeurs de quelques ppm. Le séchage du gaz naturel peut être conduit de manière exclusive par mise en contact avec une solution de glycol ou par circulation dans un lit d'adsorbants. Le lit de garde de mercure est très souvent placé dans la chaine de procédé après ces sécheurs. Le gaz étant asséché de manière importante, le lit de garde peut opérer dans des conditions favorables, notamment en évitant les problèmes de condensation capillaire dans le matériau adsorbant le mercure. Cependant, ces unités de séchage utilisent souvent des composés de type glycol dans lesquels le mercure peut se solubiliser. Le document W02005/047438 montre notamment que la concentration de mercure dans le glycol peut atteindre des valeurs élevées, de l'ordre de 2,9 ppm. Lors de l'étape de régénération, la solution de glycol est chauffée à des températures proches de T=200°C et une partie du mercure est alors rejetéedans l'atmosphère. Une autre solution proposée dans le brevet US5223145 consiste en un procédé éliminant à la fois le mercure et l'eau. Dans ce schéma, un premier lit de tamis moléculaire est utilisé pour éliminer l'eau et le mercure de manière concomitante. Lorsque l'efficacité de purification décroit, le flux est dirigé vers un second lit de tamis moléculaire régénéré. Le premier lit est alors régénéré en passant un gaz chaud et sec en entrée de la colonne pour générer un gaz humide et pollué au mercure au sortir de cette colonne. 5 Ce gaz de régénération doit alors être lui même traité par un lit de garde pour éliminer le mercure. Cette solution est particulièrement inadaptée puisque d'une part elle ne fait que transférer le problème d'un effluent vers un autre et que d'autre part elle nécessite a) de régénérer fréquemment les adsorbeurs à une température difficilement atteignable sur une usine de traitement de gaz et b) de recourir à un second système d'élimination du 10 mercure non-régénérable, ce qui augmente d'autant les frais d'investissement associés. Une autre solution proposée dans le brevet US5120515 consiste à disposer dans une même une colonne des dessicants destinés à éliminer l'eau et des alumines imprégnées d'une phase active permettant de capter le mercure. Cette solution n'est également pas viable économiquement puisqu'il est nécessaire de régénérer 15 périodiquement les dessicants ce qui entraine des surcoûts économiques. De plus il est fait mention dans ce brevet que cette étape de régénération entraine des rejets de mercure qu'il faudra donc retraiter par une autre unité de démercurisation. De plus, le positionnement du lit de garde de mercure en aval du dispositif de séchage entraine la contamination au mercure de toute la chaine de procédé en amont 20 du lit de garde. Même si on dispose le lit de garde mercure entre les unités de désacidification et de déshydratation, toute la chaine de procédé en amont du lit de garde, notamment l'unité de traitement aux amines est polluée au mercure. Il est possible de placer le lit de garde de mercure le plus en amont possible sur 25 la chaine de procédé, par exemple après le coalesceur. Ce positionnement entraine néanmoins plusieurs désavantages. Si le coalesceur n'est pas très efficace voire endommagé, des entrainements de liquide (eau et condensats) continus peuvent alimenter l'unité de démercurisation. D'autre part, même à la saturation, des pertes thermiques dans la ligne entre le 30 coalesceur et l'unité de démercurisation peuvent générer de la condensation. Notamment si la ligne est longue, s'il pleut ou s'il fait froid, la ligne n'étant pas calorifugée l'unité de démercurisation va recevoir d'autant plus de liquides. Enfin, il existe un phénomène de condensation rétrograde, particularité thermodynamique du gaz naturel, générant de la condensation lors de la baisse de pression isotherme du gaz naturel. En pratique, les pertes de charges dans la ligne, mais également dans l'unité de démercurisation, peuvent générer une condensation partielle d'eau et des condensats d'hydrocarbures. La solution la plus directe consiste alors à abaisser le taux d'hygrométrie du gaz humide en appliquant une surchauffe du gaz naturel par le biais par exemple de la présence d'un surchauffeur. Cependant, vu les débits couramment rencontrés dans les unités de gaz naturel, cette solution s'avère être très couteuse énergétiquement et par voie de conséquence financièrement. L'objet de cette invention est de proposer un procédé optimisé de traitement de gaz humide qui permet de placer le lit de garde de métal lourd en aval d'un séparateur gaz-liquide, par exemple un coalesceur, et, de préférence, en amont de l'étape d'élimination des gaz acides tout en assurant un fonctionnement optimal des masses de captation de métal lourd en effectuant une déshumidification partielle du gaz humide issu du séparateur gaz-liquide. La demanderesse a découvert que, de façon astucieuse, l'intégration d'une étape de séparation gaz-liquide, par exemple au moyen d'un coalesceur, avec un circuit de pompage de chaleur permet, avec une dépense énergétique minime, de répondre à la problématique précédemment exposée en assurant une humidité relative suffisamment faible pour éviter les problèmes de condensation et, a fortiori, de condensation capillaire sur les masses de captation du métal lourd. De manière générale, l'invention décrit un procédé pour capter un métal lourd, choisi parmi le mercure et l'arsenic, contenu dans un gaz humide comportant de la vapeur d'eau, dans lequel on effectue les étapes suivantes : a) on refroidit le gaz humide par échange de chaleur avec un fluide caloporteur produit à l'étape e) de manière à obtenir un gaz refroidi à une température Tf, le fluide caloporteur étant vaporisé au cours de l'étape a), b) on sépare au moins une partie de l'eau condensée contenue dans le gaz refroidi obtenu à l'étape a) de manière à obtenir un gaz appauvri en eau et un flux liquide contenant de l'eau, c) on comprime le fluide caloporteur vaporisé obtenu à l'étape a) de manière à obtenir un fluide caloporteur comprimé, d) on chauffe le gaz appauvri en eau par échange de chaleur avec le fluide caloporteur comprimé obtenu à l'étape c) de manière à obtenir un fluide caloporteur refroidi et un gaz réchauffé à une température Tc, e) on détend le fluide caloporteur refroidi obtenu à l'étape d), le fluide caloporteur détendu étant recyclé à l'étape a), f) on met en contact le gaz réchauffé obtenu à l'étape d) avec une masse de captation du métal lourd pour obtenir un gaz appauvri en métal lourd. Selon l'invention, la température Tc peut être déterminée de manière à ce que le 15 gaz humide réchauffé obtenu à l'étape d) présente une humidité relative inférieure à 90%. La différence entre Tc et Tf peut être inférieure à 50°C. La masse de captation peut comporter, notamment pour capter le mercure, une phase active choisie parmi au moins un sulfure métallique à base d'un métal choisi dans le groupe constitué par le cuivre (Cu), le chrome (Cr), le manganèse (Mn), le fer (Fe), le 20 cobalt (Co) et le nickel (Ni). Alternativement, la masse de captation peut comporter une phase active composée de soufre élémentaire. Lorsque le gaz contient de l'H2S, la masse de captation peut comporter une phase active composée d'un oxyde métallique à base d'un métal choisi parmi au moins 25 un précurseur d'oxyde métallique d'un métal choisi parmi le cuivre (Cu), le chrome (Cr), le manganèse (Mn), le fer (Fe), le cobalt (Co) et le nickel (Ni). La masse de captation peut comporter, notamment pour capter l'arsenic, une phase active composée d'au moins un oxyde métallique d'un métal choisi parmi le cuivre (Cu) et le plomb (Pb). 30 La phase active peut être répartie sur un support poreux, le support poreux étant choisi parmi le groupe constitué par les alumines, les alumines phosphorées, les silices-alumines, les silices, les argiles, les charbons actifs, les zéolithes, les oxydes de titane, les oxydes de zirconium, et leur mélange. Le fluide caloporteur peut être choisi parmi les hydrocarbures comportant entre 1 et 7 atomes de carbone et, éventuellement, un ou plusieurs ligands hétéroatomiques. On peut effectuer au moins l'une des opérations suivantes : - avant d'effectuer l'étape b), on effectue une étape supplémentaire de refroidissement du gaz refroidi obtenu à l'étape a), - avant d'effectuer l'étape c), on effectue une étape supplémentaire de chauffage du fluide caloporteur vaporisé obtenu à l'étape a), - avant d'effectuer l'étape f), on effectue une étape supplémentaire de chauffage du gaz réchauffé obtenu à l'étape d), - avant d'effectuer l'étape e), on effectue une étape supplémentaire de refroidissement du fluide caloporteur refroidi obtenu à l'étape d). On peut effectuer un échange de chaleur du fluide caloporteur vaporisé obtenu à l'étape a) avec le fluide caloporteur refroidi obtenu de l'étape d). A l'étape b), on peut mettre en oeuvre un coalesceur pour séparer l'eau condensée contenue dans le gaz refroidi obtenu à l'étape a). On peut capter le métal lourd contenu dans le flux liquide aqueux obtenu à l'étape b). Le gaz humide peut être choisi parmi l'un des gaz suivants : un gaz naturel, un 20 gaz de schiste, un gaz de houille, un gaz de synthèse, des fumées de combustion, un effluent hydrocarboné gazeux, des évents d'usine chlore alkali, des évents d'usine de production de terres rares. Pour le cas d'un gaz naturel, avant d'effectuer l'étape a), on peut effectuer les étapes suivantes : 25 on extrait un gaz naturel d'un gisement souterrain, puis on introduit le gaz naturel dans un dispositif d'élimination des boues, puis on introduit le gaz naturel dans un dispositif de séparation gaz liquide, puis on envoie le gaz naturel à l'étape a), puis après l'étape f), on peut effectuer les étapes suivantes : 30 on élimine au moins une partie de l'H2S et du CO2 contenu dans le gaz appauvri en métal lourd, puis on élimine au moins une partie de la vapeur d'eau contenue dans le gaz appauvri en métal lourd. D'autres caractéristiques et avantages de l'invention seront mieux compris et apparaîtront clairement à la lecture de la description faite ci-après en se référant aux dessins parmi lesquels : La figure 1 représente le procédé d'abaissement de la pression partielle en vapeur d'eau d'un gaz humide selon l'invention, la figure 2 représente un procédé de production d'un gaz naturel intégrant le procédé selon l'invention. L'invention consiste à refroidir un flux de gaz humide alimentant une étape de séparation gaz liquide, par exemple effectuée dans un coalesceur, dans un échangeur de chaleur où s'effectue l'évaporation du fluide caloporteur d'un circuit de pompage de chaleur. Dans le coalesceur, on se retrouve alors dans des conditions où l'on est à saturation mais à une température moindre qu'en l'absence de l'étape de refroidissement de chaleur. La quantité d'eau condensée dans le coalesceur est donc supérieure au cas où l'on n'effectue pas de refroidissement du gaz humide. De par le fonctionnement du coalesceur, ce surplus d'eau est évacué du système par drainage et lorsqu'en aval du coalesceur la chaleur prélevée en amont est restituée dans un échangeur de chaleur où s'effectue la condensation du fluide caloporteur d'un circuit de pompage de chaleur, ramenant le gaz à une température supérieure à sa température initiale, le gaz se retrouve alors dans des conditions de température et de pression proches des conditions initiales mais avec une teneur en eau sensiblement abaissée et donc avec une pression partielle de vapeur d'eau sensiblement éloignée de la pression de vapeur saturante. La pression de vapeur d'eau dans le flux en aval de l'étape de déshydratation du gaz selon l'invention peut être réglée par au moins deux paramètres : Premièrement la quantité de chaleur prélevée en amont du coalesceur, qui va déterminer la température dans le coalesceur et donc la température à laquelle on va condenser la vapeur d'eau pour retrouver un système saturé mais à une température moindre. Deuxièmement la température atteinte par le flux en aval du coalesceur après réchauffage par le circuit de pompage de chaleur où, en fonction du rendement du système de pompage de chaleur, le gaz va recevoir en plus de la chaleur prélevée en amont, un surplus d'énergie apporté par l'équipement assurant la compression du fluide caloporteur. Ce surplus d'énergie apporté sous forme de chaleur augmente la température du flux de gaz aval et éloigne encore le système de la pression de vapeur saturante en vapeur d'eau. En référence à la figure 1, le gaz humide arrive par le conduit (100). Le gaz arrivant par le conduit (100) peut être à une pression comprise entre 2 et 10 MPa bars, de préférence à une pression comprise entre 5 et 9 Mpa, et à une température comprise entre 20 et 80°C, de préférence à une température comprise entre 25 et 70°C. Le gaz humide comporte de la vapeur d'eau, par exemple à une humidité relative variant entre 30% et 100%. Le gaz humide comporte également au moins un métal lourd, par exemple du mercure et/ou de l'arsenic, dans des proportions pouvant varier entre 10 nanogrammes et 1 gramme de mercure par Nm3 de gaz. Selon la configuration choisie et selon les conditions du site, on peut choisir de traiter tout ou partie du flux de gaz humide afin d'abaisser sa pression partielle d'eau. Si seule une partie est traitée, la partie traitée sera le flux circulant dans le conduit (101) et la partie non traitée sera le flux évacué par le conduit (110). La répartition entre les flux (101) et (110) se fait de telle façon à ce que le flux traité circulant dans le conduit (104b) et le flux non traité circulant dans le conduit (110), lorsqu'ils sont réunis, fournissent une charge introduite par le conduit (105) dans le lit de garde de métal lourd qui satisfasse aux exigences en termes de non condensation sur le lit de garde, c'est-à-dire qui comporte de préférence une humidité relative inférieure à 90%. Un flux de gaz saturé arrivant par le conduit (101) est refroidi au moyen d'un échangeur de chaleur (1000) par échange de chaleur avec le fluide caloporteur du système de pompage de chaleur arrivant par le conduit (303). Cet échange de chaleur est effectué de manière préférée à contre courant. De façon préférée, une zone de l'échangeur de chaleur (1000) est consacrée à la surchauffe du fluide caloporteur évaporé. L'échangeur de chaleur (1000) peut être constitué d'un ou plusieurs équipements selon que l'on souhaite dissocier l'évaporation du fluide caloporteur de la surchauffe du fluide caloporteur évaporé. Le gaz saturé refroidi issu de l'échangeur de chaleur (1000) par le conduit (102) peut être refroidi de façon complémentaire et facultative par un échangeur de chaleur (1001) pour condenser une quantité supplémentaire d'eau. Dans ce cas le gaz refroidi est issu de l'échangeur de chaleur (1001) par le conduit (102b). Cela peut être intéressant, par exemple mais pas exclusivement, dans le cas où l'on souhaiterait exploiter une utilité froide disponible sur site pour abaisser le travail demandé au cycle de pompage de chaleur ou pour traiter une quantité de gaz supérieure dans le cas d'une augmentation de la capacité de l'unité sans pour autant remplacer ou modifier le circuit de pompage de chaleur. On peut refroidir le gaz arrivant par le conduit (101) d'une valeur comprise entre 1°C et 20°C, de préférence entre 2°C et 10°C. Si on ne met pas en oeuvre l'échangeur de chaleur (1001), le gaz humide refroidi circulant dans le conduit (102) est directement envoyé dans le conduit (102b). Puis, le gaz humide refroidi circulant dans le conduit (102b) est introduit dans un séparateur gaz liquide (2000). La fonction de cet équipement est de séparer le gaz humide des gouttelettes de liquide résultant de la saturation des condensables à la température du système. Cet équipement (2000) est par exemple un coalesceur. Le document EP2473250A2 décrit un exemple de réalisation d'un coalesceur. Le coalesceur (2000) peut être composé d'une enceinte munie d'élément internes tels que des chicanes et ou des matelas de fibres favorisant la condensation des gouttelettes de liquide contenues dans le gaz. L'élimination des gouttelettes de liquide est préférable car elle évite de se retrouver avec un système où l'on a un gaz saturé qui entraîne en sus des liquides condensés qui iront ensuite se fixer sur le lit de garde de métal lourd. Le séparateur gaz-liquide (2000) produit un effluent gazeux évacué par le conduit (103) et un effluent liquide évacué par le conduit (200). L'effluent liquide (200) est composé d'eau issue de la condensation du gaz, d'hydrocarbures issus de la condensation du gaz et éventuellement de la condensation rétrograde et éventuellement de gaz dissous dans les conditions de la séparation dans le mélange eau-hydrocarbure issu de la condensation du gaz. L'effluent gazeux est introduit par le conduit (103) dans l'échangeur de chaleur (1002) pour être réchauffer par échange de chaleur avec le fluide caloporteur arrivant par le conduit (301). Le fluide caloporteur est condensé dans l'échangeur de chaleur (1002) L'échange de chaleur dans (1002) s'effectue avantageusement à contre courant. L'échangeur de chaleur peut comprendre de manière préférée de même que (1000) des zones de surchauffe des effluents dans des équipements séparés ou non. La chaleur fournie par la condensation du fluide caloporteur correspond d'une part à la chaleur extraite du gaz (101) dans l'échangeur de chaleur (1000) mais aussi à la chaleur fournie au fluide caloporteur dans le système de pompage de chaleur, par exemple mais pas exclusivement par l'énergie apportée par l'équipement de remontée en pression du fluide caloporteur (4000) décrit ci-après. On peut chauffer le gaz arrivant par le conduit (103) d'une valeur comprise entre 1°C et 20°C, de préférice entre 2°C et 10°C. La pression de vapeur saturante d'un composé dans un milieu dépend de la température et de la composition du milieu. Dans la mesure où la température du flux circulant dans le conduit (104) est supérieure ou égale à la température du flux de gaz saturé initial circulant dans le conduit (100), la pression de vapeur saturante est elle aussi supérieure ou égale. Or la teneur en eau a été abaissée lors de la séparation gaz-liquide à une température inférieure à la température initiale. Le gaz (104) n'est alors plus saturé. Pour s'éloigner encore de la saturation, on peut avoir, de façon facultative, recours à une surchauffe supplémentaire du gaz circulant dans le conduit (104) au moyen de l'échange de chaleur (1003). Cet équipement peut être, par exemple et de façon non exclusive une boucle d'huile chaude ou un brûleur. Il en résulte un effluent surchauffé évacué par le conduit (104b). Dans le cas où seule une partie du flux de gaz initiale a été traitée, cet effluent circulant dans le conduit (104b) est réuni avec la partie non traitée du gaz de départ circulant dans le conduit (110) pour former le mélange circulant dans le conduit (105). Ce flux de gaz circulant dans le conduit (105) est traité sur un lit de garde de métal lourd (3000). Il en résulte un flux de gaz décontaminé (106). Le circuit de pompage de chaleur met en oeuvre un fluide caloporteur. Le fluide caloporteur alimentant le circuit de pompage de chaleur peut être choisi dans le groupe formé par les fluides frigorigènes définis par l'organisme ASHRAE dans le document Standards 34-2010. Le fluide réfrigérant est préférentiellement choisi dans le groupe des hydrocarbures légers comportant 1 à 7 atomes de carbone et comportant ou non un ou des ligands hétéroatomiques. Ce groupe comprend par exemple tous les alcools où le squelette carboné comporte 1 à 7 atomes de carbones que ce squelette soit linéaire ou branché tels que le méthanol, l'éthanol, le propanol, le butanol, le pentanol, l'hexanol et l'hetpanol ou les diols et triols correspondants ainsi que leurs isomères. Le fluide caloporteur peut également contenir des molécules comportant au moins un atome de fluor ou de chlore comme par exemple l'hexaflorocène C3F6 ou les gaz chlorofluorocarbones tels que le dichlorodifluorométhane CCI2F2 ou encore les gaz hydrochlorofluorocarbonés tels que le chlorodifluorométhane CHCIF2. De manière encore plus préférée, le fluide réfrigérant comporte au moins 80%poids d'au moins un des éléments suivants: du propane, du butane, du pentane, de l'hexane, de l'heptane ou un mélange quelconque d'au moins deux des cinq éléments précités. Le circuit de pompage de chaleur est décrit ci-après. Le fluide caloporteur évaporé et, éventuellement, surchauffé peut être introduit par le conduit (304) dans l'échangeur de chaleur (1005) pour subir une surchauffe supplémentaire facultative, par exemple par échange thermique avec le fluide caloporteur condensé circulant dans le conduit (302) (dans ce cas les échangeurs de chaleur (1005) et (1004) forment un unique appareil). Le fluide caloporteur évaporé et éventuellement surchauffé circulant dans le conduit (300) est comprimé au moyen d'un compresseur (4000), par exemple mais pas exclusivement un compresseur centrifuge, alternatif, à vis ou à engrenage. Le choix de la technologie dépend du débit de fluide caloporteur et de sa nature (caractère autolubrifiant ou non, masse molaire, caractère corrosif ou non, etc). La compression a pour effet d'élever la température et la pression du fluide caloporteur. Le fluide sous pression issu du compresseur par le conduit (301) est sous forme vapeur. Le fluide (301) est condensé dans un échangeur de chaleur (1002) par échange de chaleur avec le gaz naturel (103) saturé issu du séparateur gaz liquide (2000). La condensation dans l'échangeur (1002) a pour effet de passer le fluide caloporteur en phase liquide et d'en fixer la température à la température de condensation dans les conditions de pression choisies. Il en résulte le fluide caloporteur condensé évacué de l'échangeur (1002) par le conduit (302), liquide, dont la température peut être facultativement abaissée par échange thermique (1004), par exemple par échange thermique avec le fluide caloporteur évaporé circulant dans le conduit (304) (dans ce cas les échangeurs de chaleur (1005) et (1004) forment un seul et même équipement), pour produire le flux circulant dans le conduit (302b). Le fluide condensé éventuellement refroidi circulant dans le conduit (302b) est détendu dans un équipement induisant une perte de charge (5000), par exemple une vanne ou une réduction d'orifice, pour produire le fluide détendu circulant dans le conduit (303). Le fluide détendu a subi une évaporation partielle ce qui a provoqué une baisse de sa température. Le fluide partiellement évaporé est évaporé et éventuellement surchauffé par échange de chaleur avec le gaz saturé initial (101) dans l'échangeur de chaleur (1001) ce qui ferme le circuit de pompage de chaleur. La température du gaz humide peut varier en fonction du site de production. Néanmoins, on met en oeuvre l'invention de manière à ce que la température Tc du gaz (104) introduit dans le lit de garde soit déterminée de manière à ce que le gaz (104) présente une humidité relative inférieure à 90%, de préférence inférieure à 80%, de manière très préférée inférieure à 75%. Ce seuil d'hygrométrie dépend des caractéristiques poreuses de la masse de captation de métal lourd. La température Tf correspond à la température du gaz circulant dans le conduit (102) La pression du fluide caloporteur du côté de l'échangeur (1000), c'est-à-dire l'évaporateur, est choisie de telle façon à ce que la température d'évaporation du fluide caloporteur soit comprise entre la température Tf souhaitée pour le point de condensation du gaz saturé (102) et 10°C en dessous de Tf, préférentiellement entre 2 et 5°C en dessous de Tf. La pression du fluide caloporteur entrant dans l'échangeur de chaleur (1002), c'est-à-dire le condenseur, est choisie de telle façon à ce que la température de condensation du fluide soit comprise entre la température Tc souhaitée pour le réchauffage du gaz (104) et la 10°C au dessus de Tç préférentiellement entre 2 et 5°C au dessus de Tc. De façon optimale, la différence entre Tc et Tf est inférieure à 50°C et préférentiellement Tc-Tf Le ou les sulfures métalliques contenus dans le masse de captation selon l'invention sont à base d'un métal choisi dans le groupe constitué par le cuivre (Cu), le chrome (Cr), le manganèse (Mn), le fer (Fe), le cobalt (Co) et le nickel (Ni). De manière préférée, le ou les métaux du ou des sulfures métalliques sont choisis dans le groupe constitué par le cuivre (Cu), le manganèse (Mn), le fer (Fe) et le nickel (Ni). De manière très préférée, si un seul sulfure métallique est présent, on choisit le sulfure de cuivre. La phase active utilisée peut également être du soufre élémentaire, par exemple tel que décrit dans le document de brevet FR 2 529 802. Le lit de garde de métal lourd étant disposé en amont des unités de désacidification (par exemple une unité aux amines), le gaz à traiter contient de l'H2S. Il est donc également possible d'utiliser le précurseur oxyde métallique, le métal étant choisi parmi le groupe constitué par le cuivre (Cu), le chrome (Cr), le manganèse (Mn), le fer (Fe), le cobalt (Co) et le nickel (Ni), de préférence l'oxyde de cuivre, qui permet d'éliminer de manière concomitante l'H2S et le mercure en étant dans une première étape sulfuré par l'H2S en sulfure métallique puis en réagissant avec le mercure. La phase active de la masse de captation peut comprendre notamment pour capter l'arsenic, et en particulier sous sa forme gazeuse AsH3, des métaux qui, sous leur forme oxyde, réagissent avec l'arsenic. Le ou les oxydes métalliques contenus dans le masse de captation selon l'invention sont à base d'un métal choisi dans le groupe constitué par le cuivre (Cu), le plomb (Pb). De manière préférée, si un seul oxyde métallique est présent, le choix se porte sur l'oxyde de cuivre (Il) également nommé oxyde de cuivre cuivrique (Cu0). De manière très préférée, si un seul oxyde métallique est présent, le choix se porte sur l'oxyde de plomb (Il) (PbO). De préférence la masse de captation peut être constituée d'une phase active, telle que décrite ci-dessus, répartie sur un support poreux. Le support poreux peut être choisi de préférence parmi les alumines, les alumines phosphorées, les silices-alumines, les silices, les argiles, les charbons actifs, les zéolithes, les oxydes de titane, les oxydes de zirconium, et les mélanges de ceux-ci. Une masse de captation contenant un support et du sulfure de cuivre est par exemple décrite dans le document US 4094777. La masse de captation peut être obtenue par toute voie de préparation connue de l'homme du métier tel par exemple l'imprégnation ou la co-granulation. Le traitement du gaz traité par la masse de captation (5000) est de préférence réalisé en injectant l'effluent à traiter dans un réacteur contenant la masse de captation sous la forme d'un lit fixe. Dans l'équipement (3000), la mise en contact de l'effluent à traiter avec la masse de captation peut être réalisée à une température comprise entre -50°C et 115°C, préférentiellement entre 0°C et 110°C, et plus préérentiellement entre 20°C et 100°C. En outre, elle peut être réalisée à une pression absolue comprise entre 0,01 MPa (0,1 bar) et 20 MPa (200 bars), préférentiellement entre 0,1 MPa (1 bar) et 15 MPa (150 bars), et plus préférentiellement entre 0,1 MPa (1 bar) et 12 MPa (120 bars). De plus, cette étape de mise en contact de l'effluent à traiter avec la masse de captation peut être réalisée avec une V.V.H. comprise entre 0,1 h-1 et 50000 h-1. On entend par « V.V.H. » la Vitesse Volumique Horaire de l'effluent gazeux dans la masse de captation, c'est-à-dire le volume de l'effluent gazeux par volume de réacteur et par heure. Pour un effluent à traiter gazeux, la V.V.H. peut être comprise préférentiellement entre 50 h-1 et 500 h-1. Le contact avec la masse de captation permet avantageusement de capter les métaux lourds, notamment le mercure, contenus dans l'effluent à traiter, et d'obtenir un effluent ayant une teneur en métaux lourds, notamment le mercure, réduite par rapport à la teneur de l'effluent initial, voire d'éliminer totalement les métaux lourds de l'effluent. Avantageusement, la diminution de teneur totale en poids de métal lourd, entre 25 l'effluent gazeux avant traitement et l'effluent obtenu après traitement avec le masse de captation peut représenter au moins 90%, préférentiellement au moins 95%, et plus préférentiellement au moins 99%. La figure 2 représente schématiquement un exemple de procédé de production 30 de gaz naturel depuis l'extraction jusqu'à l'opération de désacidification, dans lequel on met en oeuvre le procédé selon l'invention. Les références de la figure 2 identiques aux références de la figure 1 désignent les mêmes éléments. Le gaz naturel extrait du gisement souterrain (1) est envoyé par le conduit (2) dans un dispositif (3) pour piéger les boues, couramment nommé "slug catcher". Les boues sont évacuées du "slug catcher" par le conduit (4). Le gaz naturel issu du dispositif (3) est introduit par le conduit (5) dans un séparateur gaz liquide primaire (6) qui permet d'éliminer un flux liquide comportant de l'eau et des hydrocarbures par le conduit (7). Le gaz appauvri en liquide est introduit par le conduit (101) dans l'échangeur de chaleur (1000) pour être refroidi par échange de chaleur avec le fluide caloporteur arrivant par le conduit (303). Le gaz refroidi est évacué de l'échangeur (1000) par le conduit (102) pour être introduit dans le dispositif de séparation de gaz liquide (2000) par exemple un coalesceur. Le coalesceur permet d'éliminer les gouttelettes de liquide (200) présent dans le gaz. Le gaz débarrassé des gouttelette est introduit par le conduit (103) dans l'échangeur de chaleur (1002) pour être réchauffé par échange de chaleur avec le fluide caloporteur arrivant par le conduit (301). Le gaz réchauffé issu de (1002) par le conduit (104) est introduit dans le lit de garde de mercure (3000). Le gaz appauvri en mercure est évacué de (3000) pour être introduit par le conduit (106) dans une unité de désacidification (8). Le fluide caloporteur issu de l'échangeur (1002) est introduit dans le dispositif de détente (5000) par le conduit (302). Le fluide détendu est réchauffé dans l'échangeur de chaleur (1000) par échange de chaleur avec le gaz naturel. Le fluide caloporteur réchauffé est évacué de l'échangeur (1000) par le conduit (304) pour être introduit dans le compresseur (4000). Le fluide comprimé est introduit par le conduit (301) dans l'échangeur (1002) pour être refroidi par échange de chaleur avec le gaz naturel. Dans l'unité (8), le gaz est mis en contact avec une solution liquide d'amine qui absorbe l'H2S et éventuellement le CO2 contenu dans le gaz. Le gaz appauvri en composés acides est introduit par le conduit (9) dans l'unité de déshydratation (10). Dans l'unité (10), le gaz naturel peut être mis en contact avec une solution liquide de glycol qui absorbe l'eau contenu dans le gaz. Alternativement, dans l'unité (10), le gaz naturel peut être mis en contact avec des masses solides adsorbant l'eau. Le gaz évacué de l'unité (10) par le conduit (11) peut être commercialisée. Le procédé selon l'invention est particulièrement bien adapté au traitement du gaz naturel. Néanmoins, le procédé selon l'invention peut être appliqué à d'autres types d'effluents gazeux tel que des fumées de combustion, du gaz de synthèse ou bien encore un effluent hydrocarboné gazeux , par exemple un gaz de schiste, un gaz de houille, une coupe pétrolière gazeuse ou un fuel gaz de raffinerie, des évents d'usine chlore alkali, des évents d'usine de production de terres rares. L'effluent gazeux comporte de l'eau en proportion variable qui dépend notamment de son origine et des traitements antérieurs qu'il a pu subir. Typiquement l'hygrométrie relative des fumées est comprise entre 30% et 100%. Les fumées de combustion sont produites notamment par la combustion d'hydrocarbures, de biogaz, de charbon dans une chaudière ou par une turbine à gaz de combustion, par exemple dans le but de produire de l'électricité. Ces fumées ont une température comprise entre 20 et 60°C, une pression comprise entre 1 et 5 bars (1 bar = 0,1 MPa) et peuvent comporter entre 50 et 80 % d'azote, entre 5 et 40 % de dioxyde de carbone, entre 1 et 20 % d'oxygène, et quelques impuretés comme des SOx et des NOx, s'ils n'ont pas été éliminés en amont par un procédé de désacidification. Le gaz de synthèse contient du monoxyde de carbone CO, de l'hydrogène H2 (généralement dans un ratio H2/CO égal à 2), de la vapeur d'eau (généralement à saturation à la température où le lavage est effectué) et du dioxyde de carbone CO2 (de l'ordre de la dizaine de %). La pression est généralement comprise entre 20 et 30 bar, mais peut atteindre jusqu'à 70 bar. Il contient, en outre, des impuretés soufrées (H2S, COS, etc.), azotées (NH3, HCN) et halogénées. Selon le positionnement de l'étape de démercurisation dans la chaîne de purification du gaz de synthèse, son hygrométrie relative est comprise entre 5% et 100%. Les exemples présentés ci-après permettent de mettre en évidence les avantages de l'invention. Exemple 1 (contexte) Dans cet exemple, on considère deux solides mésoporeux commerciaux A et B utilisés pour la démercurisation et caractérisés par les distributions de volume poreux représentés sur le Tableau 1.30 Tableau 1 - Proportion de type de pores des solides A et B étudiés %Volume poreux Solide A Solide B Micropores (d 50 nm) 51 40 d correspondant au diamètre de pore du solide, mesuré par une méthode de 5 porosimétrie mercure, par exemple la méthode décrite dans le document [Rouquerol F.; Rouerai J.; Singh K. Adsorption by powers & porous solids: Principle, methodology and applications, Academic Press, 1999]. Selon l'hypothèse de pores cylindriques, on peut alors appliquer la loi de Kelvin (équation 2) pour déterminer, en fonction du degré d'hygrométrie, la proportion du volume 10 poreux total rempli d'eau liquide. On se place dans les conditions d'un fluide parfaitement mouillant sur la surface (0=0), la tension de surface est égale à celle du système air/eau (y=67.9 mN.m-1 à T=50°C) et la température T=50 °C. Lapression de vapeur saturante de l'eau Po est déterminé par la loi d'Antoine (P0=105.20389-1733.926/(T-39.485)). Le résultat de ce calcul est représenté sur le Tableau 2. 15 Tableau 2 - Pourcentage de volume poreux rempli en fonction du degré d'hygrométrie (3/0 du volume poreux total rempli dans le domaine d'hygrométrie Degré hygrométrie Solide A Solide B 0 Selon l'hypothèse d'une répartition homogène de la phase active sur la surface du support, il est possible de calculer la quantité de phase active rendue inactive car inaccessible de par le remplissage des pores en fonction du taux d'hygrométrie. (3/0 de phase active inaccessible dans le domaine d'hygrométrie Degré hygrométrie Solide A Solide B 0 Tableau 3 - Composition du gaz sec Composé % mol CO2 10,7 02 0.8 N2 0,9 Cl 77,2 C2 6,6 C3 2,2 iC4 0,2 nC4 0,5 iC5 0,2 nC5 0,3 C6 0,2 C7 0,1 C8 0,1 Lorsque ce gaz est saturé en eau, sa teneur en vapeur d'eau est de 880 ppm mol. Les résultats présentés ci-après résultent d'une simulation sous le logiciel Aspen Hysys v7.2. Le modèle thermodynamique sélectionné est SRK (Soave-Redlich-Kwong). La température à laquelle on atteint une humidité relative de 75 % est de 35,5 °C. La puissance thermique nécessaire pour passer le débit de gaz de 30 °C à 35,5 °C est de 500 kWth (kilowatts thermiques). Ensuite le gaz réchauffé est traité sur un lit de garde de mercure. Exemple 3 (selon l'invention) Cet exemple selon l'invention se propose d'abaisser la teneur en eau d'un gaz humide en dessous de 75% conformément à ce qui est exposé dans les exemples 1 et 2 afin de prévenir tout phénomènes massif de condensation capillaire dans les masses de captation mercure telles que décrites dans l'exemple 1. L'unité de séchage partielle du gaz localisé en amont de l'unité de démercurisation est décrite dans la figure 1, dans lequel on ne met pas en oeuvre les échangeurs de chaleur (1001), (1003), (1004) et (1005). Les résultats présentés ci-après résultent d'une simulation sous le logiciel Aspen Hysys v7.2. Le modèle thermodynamique sélectionné est SRK (Soave-Redlich-Kwong). On se base sur les conditions initiales suivantes : le gaz humide est un gaz naturel saturé en eau, produit à 70 bar et 30 °C et ce pour un débit sec de 140 000 Nm3/h. Sa composition sèche est donnée dans le tableau 3 de l'exemple 2. Lorsque ce gaz est saturé en eau, sa teneur en vapeur d'eau est de 880 ppm mol. Le fluide caloporteur choisi dans le système de pompe à chaleur est du n-butane. Le débit de fluide caloporteur dans le circuit de pompage de chaleur est de 82,3 kmol/h. L'intégralité du flux de gaz humide est traité, c'est-à-dire que l'intégralité du flux à traité circule dans le conduit (101). Le gaz (101) après passage dans l'échangeur (1000) voit sa température passer de 30 à 25,4 °C par ébullition du fluide caloporteu n-butane à 2,24 bar donc à 22,4 °C. L'approche de température dans l'échangeur (1000) est de 3 °C. La chaleur échangée représente un total de 462 kWth. Le gaz (102) issu de l'échangeur (1000) comporte alors une fraction de liquide qui va être éliminée dans un coalesceur (2000). Le flux de liquide condensé (200) est 5 extrait à raison de 7,2 kmol/h pour une fraction molaire d'eau de 17 %mol, l'autre composé majoritaire étant du méthane (21 %mol). Il en résulte un gaz séché (103) issu du coalesceur (2000) qui est réchauffé à 30,7 °C pa échange thermique avec le fluide caloporteur qui est condensé dans l'échangeur de chaleur (1002), en l'occurrence du n-butane qui condense à 35 °C à 3,40 bar. Cela représente un échange de chaleur de 10 492 kWth. La teneur en eau du flux (104) qui en résulte est de 682 ppm mol, soit 74,6 % de la saturation en eau. Pour réaliser ceci la pompe à chaleur mise en oeuvre utilise du n-butane comme fluide caloporteur entre 2,24 bar et 3,40 bar. Le fluide détendu (303) est diphasique avec 15 une fraction vapeur de 8,5 % et une température de 22,4°C, sa température de changement d'état. Le fluide (303) est intégralement vaporisé (300) dans l'échangeur de chaleur (1000) et la configuration à contre courant permet d'atteindre une température de 27°C. Le fluide vaporisé est comprimé par le compresseur (4000) de 2,24 bar à 3,40 bar. Le fluide (301) ainsi comprimé a une température de 41,9 °C. Ce fluide est intégralement 20 condensé dans l'échangeur (1002) pour produire le fluide (302) à 3,40 bar à une température résultante de 35 °C. On considère ici la compression par un compresseur (4000) centrifuge à entraînement électrique dont l'efficacité est de 75 `Vo. Cela implique une puissance électrique de 30 kWe (kilowatts électriques). 25 On peut alors calculer un coefficient de performance (CoP) caractéristique des pompes à chaleur, à savoir le rapport entre la puissance thermique de l'évaporateur et la puissance électrique du compresseur. Dans cet exemple le CoP est de 15,4. A titre d'exemple, si l'on devait considérer une combustion de gaz naturel pour produire l'électricité nécessaire au fonctionnement de la pompe à chaleur avec un 30 rendement de 40 %, ces 30 kWe d'électricité auraient un équivalent de 75 kWth de gaz. Le choix du 40% de rendement est conservatif, les turbines à gaz pouvant atteindre des rendements électriques nets bien supérieurs à 50 `Vo. Conclusions sur les exemples 2 et 3 : La mise en oeuvre de l'exemple 3 selon l'invention (qui nécessite une puissance électrique 30kWe, soit 75KWth) induit ainsi la réduction de la consommation d'utilité de chauffe d'un facteur au moins 6 par rapport à la solution décrite dans l'exemple 2 (qui 5 nécessite une puissance électrique de 500kWth). REVENDICATIONS1) Procédé pour capter au moins un métal lourd, choisi parmi le mercure et l'arsenic, contenu dans un gaz humide comportant de la vapeur d'eau, dans lequel on effectue les étapes suivantes : a) on refroidit (1000) le gaz humide par échange de chaleur avec un fluide caloporteur produit à l'étape e) de manière à obtenir un gaz refroidi à une température Tf, le fluide caloporteur étant vaporisé au cours de l'étape a), b) on sépare (2000) au moins une parte de l'eau condensée contenue dans le gaz refroidi obtenu à l'étape a) de manière à obtenir un gaz appauvri en eau et un flux liquide contenant de l'eau, c) on comprime (4000) le fluide caloporteur vaporisé obtenu à l'étape a) de manière à obtenir un fluide caloporteur comprimé, d) on chauffe (1002) le gaz appauvri en eau par échange de chaleur avec le fluide caloporteur comprimé obtenu à l'étape c) de manière à obtenir un fluide caloporteur refroidi et un gaz réchauffé à une température Tc, e) on détend (5000) le fluide caloporteur refroidi obtenu à l'étape d), le fluide caloporteur détendu étant recyclé à l'étape a), f) on met en contact (3000) le gaz réchauffé obtenu à l'étape d) avec une masse de captation dudit métal lourd pour obtenir un gaz appauvri en métal lourd. 2) Procédé selon la revendication 1, dans lequel la température Tc est déterminée 25 de manière à ce que le gaz naturel réchauffé obtenu à l'étape d) présente une humidité relative inférieure à 90%. 3) Procédé selon l'une des revendications 1 et 2, dans lequel la différence entre Tc et Tf est inférieure à 50°C. 30 4) Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, dans lequel la masse de captation comporte une phase active choisie parmi au moins un sulfure métallique à base d'unmétal choisi dans le groupe constitué par le cuivre (Cu), le chrome (Cr), le manganèse (Mn), le fer (Fe), le cobalt (Co) et le nickel (Ni). 5) Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, dans lequel la masse de captation 5 comporte une phase active composée de soufre élémentaire. 6) Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, dans lequel lorsque le gaz humide contient de l'H2S, la masse de captation comporte une phase active composée d'au moins un précurseur d'oxyde métallique d'un métal choisi parmi le cuivre (Cu), le chrome 10 (Cr), le manganèse (Mn), le fer (Fe), le cobalt (Co) et le nickel (Ni). 7) Procédé selon l'une des revendication 1 à 3, dans lequel la masse de captation comporte une phase active composée d'au moins un oxyde métallique d'un métal choisi parmi le cuivre (Cu) et le plomb (Pb). 15 8) Procédé selon l'une des revendications 4 à 7, dans lequel la phase active est répartie sur un support poreux, le support poreux étant choisi parmi le groupe constitué par les alumines, les alumines phosphorées, les silices-alumines, les silices, les argiles, les charbons actifs, les zéolithes, les oxydes de titane, les oxydes de zirconium, et leur 20 mélange. 9) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le fluide caloporteur est choisi parmi les hydrocarbures comportant entre 1 et 7 atomes de carbone et, éventuellement, un ou plusieurs ligands hétéroatomiques. 25 10) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on effectue au moins l'une des opérations suivantes : - avant d'effectuer l'étape b), on effectue une étape supplémentaire de refroidissement du gaz naturel refroidi obtenu à l'étape a), 30 - avant d'effectuer l'étape c), on effectue une étape supplémentaire de chauffage du fluide caloporteur vaporisé obtenu à l'étape a), - avant d'effectuer l'étape f), on effectue une étape supplémentaire de chauffage du gaz naturel réchauffé obtenu à l'étape d),- avant d'effectuer l'étape e), on effectue une étape supplémentaire de refroidissement du fluide caloporteur refroidi obtenu à l'étape d). 11) Procédé selon la revendication 10, dans lequel on effectue un échange de 5 chaleur du fluide caloporteur vaporisé obtenu à l'étape a) avec le fluide caloporteur refroidi obtenu de l'étape d). 12) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel à l'étape b) on met en oeuvre un coalesceur pour séparer l'eau condensée contenue dans le gaz naturel 10 refroidi obtenu à l'étape a). 13) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on capte le mercure contenu dans le flux liquide aqueux obtenu à l'étape b). 15 14) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le gaz humide est choisi parmi l'un des gaz suivants : un gaz naturel, un gaz de schiste, un gaz de houille, un gaz de synthèse, des fumées de combustion, un effluent hydrocarboné gazeux, des évents d'usine chlore alkali, des évents d'usine de production de terres rares. 20 15) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le gaz humide est composé d'un gaz naturel et dans lequel avant d'effectuer l'étape a), on effectue les étapes suivantes : - on extrait un gaz naturel d'un gisement souterrain, puis - on introduit le gaz naturel dans un dispositif d'élimination des boues, puis 25 - on introduit le gaz naturel dans un dispositif de séparation gaz liquide, puis on envoie le gaz naturel à l'étape a), puis après l'étape f), on effectue les étapes suivantes : - on élimine au moins une partie de l'H2S et du CO2 contenu dans le gaz appauvri en métal lourd, puis 30 - on élimine au moins une partie de la vapeur d'eau contenue dans le gaz appauvri en métal lourd.