Brevet FR3066258A1 — publié le 20181116

La présente invention se rapporte à un système de traitement d'un flux de gaz naturel et un procédé de traitement de ce flux de gaz naturel. Le gaz naturel est une ressource largement utilisée comme source d'énergie ou comme matière première industrielle utilisée. Composée principalement de méthane, le gaz naturel est un mélange d'hydrocarbures d'origine naturelle. Les autres composants du gaz naturel comprennent, mais à titre non limitatif, l'eau, l'éthane, le propane, le dioxyde de carbone, l'azote et l'hydrogène sulfuré. L'azote est l'une des impuretés majeures qui doit être extraite du gaz naturel par une unité d'extraction d'azote (NRU : « nitrogen rejection unit ») car il abaisse la valeur calorifique du gaz naturel, et augmente son volume pour le transport. Il existe plusieurs types de technologie pour séparer l'azote mais la présente invention se concentre sur les unités cryogéniques de séparation d'azote. Aussi dans cette invention, le terme NRU s'entend comme une unité cryogénique NRU. Une NRU comprend généralement au moins une colonne de distillation, une ligne d'échange permettant au moins de refroidir le gaz d'alimentation jusqu'à une température inférieure à - 80°C et le plus souvent de condenser au moins partiellement le gaz d'alimentation. Plusieurs types de procédés NRU existent, comprenant entre une et trois colonnes à distiller. Lorsque l'extraction d'azote est effectuée dans une unité NRU, quelque soit le type de procédé, il est indispensable de prétraiter le gaz naturel en amont afin d'éliminer au moins en partie les composés susceptibles de geler ou détériorer les équipements de l'unité cryogénique, à savoir au moins l'eau mais aussi par exemple: - dioxyde de carbone (CO2); - inhibiteurs d'hydrates (méthanol, éthylène glycol ou dérivés), - hydrocarbures lourds - dérivés aromatiques (Benzène, Toluène, Ethylbenzène et Xylènes) - sulfure d'hydrogène - mercaptans 3066258 2 - mercure... La qualité du prétraitement requis notamment vis-à-vis des hydrocarbures lourds (risque de gel) est dépendante de la qualité du gaz naturel à traiter (teneur en azote) dans la NRU ainsi que du type de procédé choisi. 5 Le gaz naturel est généralement purifié dans des unités de purification par adsorption au moins pour le traitement de l'eau mais parfois également pour traiter d'autres impuretés. Les prétraitements par adsorption peuvent être régénératifs, chacun des adsorbeurs alternant des étapes d'adsorption au cours desquelles les impuretés ont retenues dans l'adsorbant et des étapes de régénération au cours desquelles les impuretés sont extraites de l'adsorbant. Selon 10 que la phase de régénération s'accompagne ou nom d'un chauffage du gaz de régénération, il est courant de distinguer des cycles « TSA » (Temperature Swing Adsorption = Adsorption modulée en température) et des cycles dits « PSA » (Pressure Swing Adsorption = Adsorption modulée en pression). Les prétraitements par adsorption peuvent être également non régénératifs, l'adsorbant étant 15 dans ce cas remplacé périodiquement lorsque les impuretés ne sont plus suffisamment retenues. Les prétraitements régénératifs par adsorption peuvent être mis en place pour extraire un ou plusieurs composés parmi eau, méthanol, éthylène glycol, CO2, hydrocarbures (HC), les composés soufrés, le mercure par sélection d'adsorbants appropriés. Ils comprennent plusieurs 20 adsorbeurs identiques et chaque adsorbeur peut comporter un ou plusieurs lits d'adsorbants successifs. Dans les prétraitements régénératifs par adsorption ci-dessus cités, le gaz de régénération classiquement utilisé est une partie du gaz purifié prélevée en sortie du système d'adsorption. Il est souvent utilisé en boucle ouverte, c'est-à-dire renvoyé en dehors de l'unité de prétraitement 25 par adsorption. Il est aussi généralement possible d'utiliser comme gaz de régénération un gaz disponible (en général un gaz de purge) comportant des teneurs dans les impuretés retirées par l'unité de prétraitement par adsorption inférieures aux teneurs présentes dans le gaz naturel à traiter. 3066258 3 Partant de là, il s'agit de trouver un système de traitement de gaz naturel amélioré notamment en proposant une intégration améliorée de l'unité cryogénique d'extraction d'azote et des unités de prétraitement. Pour une meilleure compréhension nous rappelons qu'une unité d'extraction d'azote NRU 5 génère classiquement plusieurs produits (cf. figure 1) : - un gaz A enrichi en azote ne contenant pas d'hydrocarbures lourds. Ce courant est disponible à basse pression pour la plupart des types de schémas NRU, c'est-à-dire à une pression inférieure à3 bar abs. - un gaz B enrichi en méthane et appauvri en azote et éventuellement en hydrocarbures lourds, 10 - éventuellement un gaz C enrichi en hélium (ce gaz n'a pas d'importance pour l'invention et n'est pas du tout présent dans la plupart des NRU) - éventuellement des hydrocarbures liquides D condensées dans la NRU (ce courant n'a pas d'importance pour l'invention mais est très souvent présent). Une solution de la présente invention est un système de traitement d'un flux de gaz naturel, 15 comprenant: - au moins une unité de purification par adsorption régénérative de type TSA permettant d'éliminer au moins en partie au moins une impureté choisie parmi l'eau, le CO2, et les hydrocarbures lourds du flux de gaz naturel, - au moins une unité cryogénique d'extraction d'azote NRU, permettant de traiter le flux de gaz 20 naturel issu de l'unité TSA et permettant de produire un gaz B enrichi en méthane et appauvri en azote, et - des moyens d'acheminement d'au moins une partie B' du gaz B vers l'unité TSA de manière à pouvoir être utilisée comme gaz de régénération de l'unité TSA. Selon le cas, le système selon l'invention peut présenter une ou plusieurs des 25 caractéristiques suivantes : - ledit système comprend au moins une première et une deuxième unité de purification par adsorption de type TSA disposées en série, et l'unité cryogénique NRU permet de traiter le gaz naturel issu de ces deux unités TSA. 3066258 4 - la première unité TSA permet d'éliminer au moins en partie l'eau du gaz naturel et la deuxième unité TSA permet d'éliminer au moins en partie le CO2 du flux de gaz naturel. - la deuxième unité TSA permet d'éliminer au moins en partie les hydrocarbures lourds et/ou l'unité cryogénique NRU permet d'éliminer au moins en partie les hydrocarbures lourds. 5 - ladite installation comprend des moyens d'acheminement d'au moins une partie B' du gaz B vers la première et la deuxième unité TSA de manière à pouvoir être utilisée en série comme gaz de régénération de la première et de la deuxième unité TSA. - l'unité cryogénique NRU permet de produire un gaz A enrichi en azote et ladite installation comprend : 10 - des moyens d'acheminement du gaz A vers la première ou la deuxième unité TSA de manière à pouvoir être utilisé comme gaz de régénération ; - des moyens d'acheminement d'au moins une partie B' du gaz B vers l'unité TSA qui n'a pas reçu le gaz A de manière à pouvoir être utilisée comme gaz de régénération de l'unité TSA. - l'unité NRU comprend au moins une colonne de distillation et une ligne d'échange, et des 15 moyens d'acheminement du gaz B' sortant de l'unité TSA jusqu'à la ligne d'échange ; ou l'unité NRU permet de produire un gaz « froid » à une température inférieure à 15°C, ledit système comprend un échangeur externe à la NRU, des moyens d'acheminement du gaz B' sortant de l'unité TSA jusqu'au dit échangeur et des moyens d'acheminement du gaz « froid » jusqu'à l'échangeur ; ou ledit système comprend des moyens d'acheminement du gaz B' sortant du TSA 20 jusqu'à une source de froid externe à une température inférieure à 15°C. Cette température est définie de manière à ce que le courant B' en aval du TSA puisse répondre au contrainte de l'utilisateur en terme de teneur en impuretés (hydrocarbures lourds en particulier) ou de valeur calorifique par exemple. La présente invention a également pour objet un procédé de traitement d'un flux de gaz naturel 25 mettant en oeuvre un système de traitement selon l'une des revendications 1 à 7, et comprenant les étapes successives suivantes : a) purification par adsorption du flux de gaz naturel au moyen de l'unité de purification par adsorption de type TSA de manière à éliminer au moins en partie au moins une impureté choisie parmi l'eau, le CO2, et les hydrocarbures lourds du gaz naturel, 3066258 5 b) extraction d'au moins une partie de l'azote contenu dans le gaz naturel issu de l'étape a) par cryogénie via l'unité cryogénique d'extraction d'azote NRU, c) récupération en sortie de l'unité NRU d'un gaz B enrichi en méthane, et d) régénération de l'unité TSA au moyen d'au moins une partie B' du gaz B. 5 Selon le cas le procédé selon l'invention peut présenter une ou plusieurs des caractéristiques suivantes : - à l'étape a) le gaz est purifié par passage du flux de gaz naturel en série à travers une première et une deuxième unité TSA. - à l'étape c) on récupère en sortie de l'unité NRU un gaz B enrichi en méthane et un gaz A 10 enrichi en azote. - dans les impuretés adsorbées dans l'étape a) figure au moins un hydrocarbure lourd ou dérivés aromatiques et ledit procédé comprend une étape e) d'ajustement du point de rosée en hydrocarbures du gaz B' issu de l'étape d). - l'unité NRU comprend au moins une colonne de distillation et une ligne d'échange permettant 15 de refroidir au moins une partie du flux de gaz naturel et l'ajustement du point de rosée en hydrocarbures s'effectue par refroidissement du gaz B' issu de l'étape d) à une température inférieure à 20°C dans ladite ligne d'échange de l'unité NRU. - l'ajustement du point de rosée en hydrocarbures du gaz B' issu de l'étape d) s'effectue par refroidissement du gaz B' issu de l'étape d) à une température inférieure à 20°C 20 préférentiellement 10°C et encore préférentiellement 5°C dans un échangeur externe à l'unité NRU avec un gaz « froid » à une température inférieure à 15°C. - le produit froid est : - du gaz naturel liquéfié éventuellement mélangé à une partie du gaz B enrichi en méthane ou 25 - tout autre gaz à une température inférieure à 15°C issu de l'unité NRU. - l'ajustement du point de rosée en hydrocarbures du gaz B' issu de l'étape d) s'effectue par refroidissement du gaz B' à une température inférieure à 20°C préférentiellement 10°C et encore préférentiellement 5°C au moyen d'une source de froid extérieure au système de traitement. 3066258 6 - ledit procédé comprend une étape f) de réintégration d'au moins une partie du gaz B' ayant subi un ajustement du point de rosée en hydrocarbures dans le gaz B. - le procédé comprend une étape e) de réintégration d'au moins une partie du gaz B' issu du TSA dans le gaz B, dans les impuretés adsorbées dans l'étape a) figure au moins du CO2 et 5 pendant toute la durée du procédé on maintient la somme des teneurs en dioxyde de carbone et en azote dans le gaz B en aval de la réintégration d'au moins une partie du gaz B' comprise entre 2 et 6% par un ajustement des paramètres opératoires de la NRU. En effet, il s'agit d'ajuster la teneur en azote en fonction du temps pour contrer l'évolution naturelle en CO2 en fonction du temps. Typiquement, si on considère X la teneur maximale en 10 dioxyde de carbone dans le gaz B, on va choisir d'ajuster la teneur en azote à une valeur inférieure à 2,3% si la teneur en dioxyde de carbone dans le gaz B dépasse 75% de X et d'ajuster la teneur en azote à une valeur supérieure à 2,7% si la teneur en dioxyde de carbone dans le gaz B est inférieure à 75%X. De cette manière on va maintenir le pouvoir calorifique au dessus de 8000 kcal/Nm3. 15 Pour le cas où deux unités de purification de type TSA sont utilisées en prétraitement, la première unité TSA permet de préférence d'éliminer au moins en partie l'eau, le méthanol, l'éthylène glycol et/ou le CO2 et la deuxième unité TSA permet de préférence d'éliminer au moins en partie le CO2 (si un système de lavage aux amines n'est pas mis en place et si la première unité n'extrait pas le CO2), les mercaptans, le sulfure d'hydrogène, les hydrocarbures 20 lourds et/ou le mercure. Des systèmes d'adsorption non régénératifs sont préférablement utilisés pour extraire le mercure et le sulfure d'hydrogène. Ils sont alors placés soit : - en amont des deux unités TSA ou de l'unique unité TSA si une seule est utilisée, soit - en aval des deux unités TSA ou de l'unique unité TSA si une seule est utilisée, soit 25 - entre les deux unités TSA. Il est à noter que l'extraction des hydrocarbures lourds peut aussi être effectuée par voie cryogénique (en amont de la NRU avec une source de froid extérieure ou intégrée à la NRU (ligne d'échange intégrée)) par refroidissement successifs à différents niveaux de températures selon l'hydrocarbure à éliminer du gaz naturel et/ou par distillation. L'élimination des 3066258 7 hydrocarbures lourds en amont de l'unité cryogénique simplifie considérablement le design de la NRU. En particulier, l'ajout d'une colonne de séparation des hydrocarbures lourds peut contraindre à ajouter une production de frigories dans la NRU. Dans le cadre de l'invention le gaz B ou au moins une partie B' du gaz B est utilisé comme gaz de 5 régénération d'au moins ladite unité de purification de type TSA. En effet tout ou partie du gaz B (gaz B') peut être soutirée de la totalité du B en amont ou en aval d'un compresseur réseau de gaz B éventuel. Cette configuration est : - intéressante lorsque le gaz B du réseau en aval est produit (après compression ou pas) à une pression inférieure au gaz brut traité dans ladite unité de purification de type TSA : le gaz de 10 dépressurisation généré au début de la séquence de régénération des adsorbeurs de l'unité de purification de type TSA sera alors dirigé vers le réseau fuel ou vers la torche. Par « réseau fuel » on entend un réseau de gaz basse pression utilisé pour fournir être brûlé et fournir des besoins en chaleur du site et par « torche » un organe de sécurité où l'on envoie le gaz pour le brûler avant de le rejeter à l'atmosphère (à la différence du gaz utilisé dans le réseau de fuel, on 15 n'utilise pas la chaleur). - particulièrement avantageuse lorsque les pressions des gaz B et du gaz naturel traité dans ladite unité de purification de type TSA sont proches, c'est dire que leur différence de pression est inférieure à 30 bar, et surtout que le ratio entre pression d'alimentation et pression de régénération est inférieur à 3: le débit de gaz de dépressurisation généré lors de la séquence de 20 régénération des adsorbeurs de l'unité TSA est limité. En effet il s'agit seulement de vider une partie de l'inventaire gazeux contenu dans les bouteilles et adsorbé et qui est « déstocké » lorsque l'on réduit la pression entre la pression d'adsorption et la pression de régénération La partie B' du gaz pourra ensuite être dirigée : - soit vers un réseau fuel. A quantité constante de gaz enrichi en méthane destinée à être 25 renvoyée vers le réseau, cette solution nécessite néanmoins d'augmenter les capacités des unités TSA et de la NRU du débit de gaz B' soutiré. - soit de nouveau mélangé au gaz B. Cette solution présente l'avantage de ne pas augmenter les capacités des unités TSA et de la NRU. En revanche, le gaz B' contenant les composés retirés lors de la phase d'adsorption du gaz naturel, il sera nécessaire d'effectuer : 3066258 8 a) un ajustement éventuel du point de rosée en hydrocarbures du gaz de régénération recyclé (ou du gaz B comprenant une partie B' recyclé) pour satisfaire la spécification du réseau de gaz, b) en amont de la régénération du TSA, un ajustement éventuel de la teneur en azote du gaz B produit par la NRU pour satisfaire la spécification pouvoir calorifique du réseau de gaz B 5 comprenant une partie B' recyclé : le gaz B produit par la NRU auquel on a enlevé une partie B' est remélangé avec cette partie B' qui a servi de gaz de régénération de l'unité TSA et qui voit apparaître des pics inertes (CO2 par exemple). La figure 4 illustre comment on peut ajuster la teneur en azote en fonction du temps pour contrer l'évolution naturelle de la teneur CO2 en fonction du temps et maintenir un pouvoir calorifique minimum. 10 Pour faire cet ajustement, il est possible d'adapter l'opération de la NRU. Plus précisément, on peut concevoir un process NRU qui produise une partie (ex : 80%) de produit « impur » (avec une haute teneur en azote, par ex 3 - 4%) et une partie (ex : 20%) de produit « pur » (avec moins de 1% par exemple). Dans ce cas, pour faire varier la teneur du produit final on stocke sous forme liquide tout ou partie de l'un ou l'autre des produits (pur ou impur) pour palier au pic 15 d'impureté en sortie de la régénération du TSA. Une autre manière de faire cet ajustement est de changer les performances de la NRU en fonction de la teneur azote: par exemple, on peut augmenter le rendement méthane de l'unité (lié à la teneur méthane dans l'azote rejeté) lorsque la teneur méthane dans l'azote rejetée est réduite et donc en augmentant le reflux dans la (ou les) colonne(s) de la NRU, à l'inverse on 20 peut diminuer le rendement méthane de l'unité en augmentant le reflux. Dans le cas où l'installation selon l'invention comprend au moins une première et une deuxième unité de purification par adsorption de type TSA soit la partie B' du gaz B va régénérer en série les deux unités TSA soit le gaz A va générer une des deux unités TSA et la partie B' du gaz B va générer l'unité TSA qui n'aura pas été générée par le gaz A. 25 La régénération via le gaz A permet d'économiser le compresseur de recycle du gaz de régénération mis en place dans l'état de l'art. La pression de production du gaz A sera ajustée dans la NRU de façon à pouvoir vaincre les pertes de charges du ou des systèmes de régénération. 3066258 9 Lorsque la partie B' du gaz B régénère en série les deux unités TSA, puis est revalorisé par réintroduction dans le gaz produit B, sans utilisation du gaz A en tant que gaz de régénération, on observe en outre une amélioration du rendement méthane global. Cette solution permet en outre de ne pas rejeter de gaz de régénération vers l'atmosphère, 5 potentiellement pollués par du méthane et les composés adsorbés. Cette solution permet aussi de diminuer la pression opératoire de la colonne basse pression de la NRU car il n'y a pas besoin de rejeter l'azote (gaz A) avec une pression suffisante pour vaincre les pertes de charges du circuit de régénération des systèmes d'adsorption : l'azote est typiquement rejeté à l'atmosphère. Cela permet d'améliorer clairement les performances de 10 la NRU. Le débit de gaz B' retenu pour la phase de régénération des unités TSA pourra par exemple être très proche (égal avec une variation de max 10% dans tous les cas) du débit minimum généré par la NRU lorsqu'un débit minimum de gaz naturel est traité. Les hydrocarbures sous forme liquide provenant de la NRU pourront être réinjectés dans le gaz 15 B' après avoir été utilisé pour la régénération. Cela permet de valoriser le pouvoir calorifique intrinsèquement contenu dans les hydrocarbures extraits de la NRU. Le fait de mélanger de nouveau la partie B' au gaz B après utilisation de la partie B' comme gaz de régénération des unités TSA nécessite éventuellement un ajustement du point de rosée en hydrocarbures du gaz B' recyclé. Cet ajustement peut-être effectué de manières 20 suivantes : - par sous-refroidissement de la partie B' avec une source de froid extérieure (groupe frigorifique ou eau froide c'est-à-dire à une température inférieure à ... par exemple) - par intégration du gaz de régénération dans la ligne d'échange de la NRU, - par refroidissement dans un échangeur externe avec les hydrocarbures liquides soutirés de la 25 NRU. Ceux-ci pourront être recyclés dans le gaz B' après avoir été utilisé pour la régénération. - préférablement par refroidissement dans un échangeur externe avec un produit froid qui sera obtenu par l'une des deux options illustrées dans les figures 2 et 3 : 3066258 10 a) courant enrichi en méthane sous forme liquéfié (LNG) soutiré de la NRU après mélange avec du gaz produit B à température ambiante pour vaporisation (cette vaporisation peut par exemple se faire par injection directe du gaz produit B dans le LNG) b) gaz froid produit par la NRU (par gaz froid on entend un gaz à une température inférieure à 5 15°C, préférentiellement 5°C et encore préférentiellement 0°C) : i) le gaz produit de la NRU (méthane liquide vaporisé et réchauffé dans la ligne d'échange) peut être divisé en deux parties : une partie est réchauffée jusqu'au bout chaud de l'échangeur, à savoir jusqu'à température ambiante, alors qu'une autre partie peut être soutirée de l'échangeur principal à une température intermédiaire (typiquement autour de -15°C) pour être 10 utilisée comme gaz froid. Ceci nécessite : - soit de sortir l'ensemble du produit de la ligne d'échange à environ -15°C, d'en prélever une partie vers l'échangeur « de point de rosée » du gaz de régénération (partie B') et de renvoyer le reste dans la ligne d'échange jusqu'au côté le plus chaud - soit d'avoir deux conduits séparés dans la ligne d'échange, un pour le gaz froid et un pour le 15 produit à température ambiante, - soit d'avoir un soutirage intermédiaire du débit de gaz froid nécessaire dans la ligne d'échange ; ii) l'azote résiduel peut également être utilisé, les options sont les mêmes que pour le méthane. Le gaz utilisé pour refroidir le gaz B', quel qu'il soit à condition d'être issu du gaz B, pourra être 20 redirigé vers le compresseur de gaz produit B ce qui permet de ne pas détériorer le rendement de récupération du méthane. La présente invention va à présent être décrite plus en détail à l'aide des figures 2 à 5. Figure 2 : Le gaz d'alimentation 1 passe dans un TSA pour adsorber des dérivés aromatiques et/ou des 25 hydrocarbures lourds, le gaz 2 est traité jusqu'à un niveau permettant d'utiliser un procédé cryogénique basse pression en aval et envoyé vers la NRU (typiquement benzene 10°C) et du gaz naturel liquéfié (LNG) 4. On mélange une partie B" 5 du gaz B avec le LNG 4 pour obtenir un mélange 6 à une température froide mais non cryogénique, dans cet exemple -15°C. Le mélange 6 est réchauffé dans l'échangeur externe à la NRU puis mélangé au reste du gaz B enrichi en méthane produit pour obtenir un gaz enrichi en 5 méthane 8 qui est comprimé. Une partie B' 9 de ce gaz enrichi en méthane comprimé est utilisée pour la régénération du TSA pour obtenir un flux 10 qui est refroidi par l'air ambiant pour obtenir un flux 11. Ce courant peut contenir du liquide (hydrocarbures lourds) qui est séparé, flux 14, puis le flux gazeux 12 est refroidi dans l'échangeur externe à la NRU pour obtenir un flux 13 diphasique. Le liquide 15 contenu dans le flux 13 diphasique est séparé alors 10 que le flux gazeux restant 16 est réchauffé puis mélangé au reste du gaz enrichi en méthane comprimé pour obtenir un produit final 19. Figure 3 : Le gaz d'alimentation 1 passe dans un TSA pour adsorber des dérivés aromatiques et/ou des 15 hydrocarbures lourds, le gaz 2 est traité jusqu'à un niveau permettant d'utiliser un procédé cryogénique basse pression en aval et envoyé vers la NRU (typiquement benzene 10°C) et un gaz « froid » 4 à une température inférieure à 15°C. On mélange une partie B" 5 du gaz B enrichi en méthane avec le gaz « froid » 4 pour obtenir un mélange 6 à une température froide mais non cryogénique, dans cet exemple -15°C. Le mélange 6 est réchauffé dans l'échangeur externe à la NRU puis mélangé au reste du gaz B enrichi en méthane pour obtenir un gaz enrichi en méthane 8 qui est comprimé. Une partie B' 9 de ce gaz 25 enrichi en méthane et comprimé est utilisée pour la régénération du TSA pour obtenir un flux 10 qui est refroidi pour obtenir un flux 11. Ce flux 11 pouvant contenir contenir du liquide (hydrocarbures lourds) qui est séparé, flux 14, puis le courant gazeux 12 restant est refroidi dans l'échangeur externe à la NRU pour obtenir un flux 13 diphasique. Le liquide 15 contenu dans le 3066258 12 flux 13 diphasique est séparé alors que le flux gazeux restant 16 est réchauffé puis mélangé au reste du gaz enrichi en méthane comprimé pour obtenir un produit final 19. Figure 4: 5 Le gaz d'alimentation 1 passe dans un TSA pour adsorber du CO2, le gaz 2 est traité jusqu'à un niveau permettant d'utiliser un procédé cryogénique basse pression en aval et envoyé vers la NRU (typiquement benzene 10°C). Dans cette figure 4 on ne détaille pas ce qui permet de générer le froid de l'échangeur externe à la NRU (les figures 2 et 3 peuvent par exemple s'appliquer). Le gaz B enrichi en méthane produit après compression est séparé en deux flux 4 et 8. Le gaz B'4 est utilisé pour la régénération du TSA puis est envoyé dans l'échangeur externe à la NRU, où une partie liquide 6 est extraite et le gaz 7 restant est 15 mélangé au gaz 8 pour obtenir le produit final 9. Ce schéma est générique mais présente un exemple de courbe de concentration du CO2 (courbe en pointillée) en fonction du temps dans le gaz de régénération et comment on peut adapter la concentration en azote (courbe noire pleine) en sortie de la NRU pour contrebalancer le pic de CO2 et assurer une teneur en inerte (CO2 + N2) totale constante (figure 5). Cet ajustement de la teneur en azote peut être fait 20 comme expliqué plus haut. REVENDICATIONS1. Système de traitement d'un flux de gaz naturel, comprenant: - au moins une unité de purification par adsorption régénérative de type TSA permettant d'éliminer au moins en partie au moins une impureté choisie parmi l'eau, le CO2, et les hydrocarbures lourds du flux de gaz naturel, - au moins une unité cryogénique d'extraction d'azote NRU, permettant de traiter le flux de gaz naturel issu de l'unité TSA et permettant de produire un gaz B enrichi en méthane et appauvri en azote, et - des moyens d'acheminement d'au moins une partie B' du gaz B vers l'unité TSA de manière à pouvoir être utilisée comme gaz de régénération de l'unité TSA. 2. Système de traitement selon la revendication 1, caractérisé en ce que ledit système comprend au moins une première et une deuxième unité de purification par adsorption de type TSA disposées en série, et l'unité cryogénique NRU permet de traiter le gaz naturel issu de ces deux unités TSA. 3. Système de traitement selon la revendication 2, caractérisé en ce que la première unité TSA permet d'éliminer au moins en partie l'eau du gaz naturel et la deuxième unité TSA permet d'éliminer au moins en partie le CO2 du flux de gaz naturel. 4. Système de traitement selon la revendication 3, caractérisé en ce que la deuxième unité TSA permet d'éliminer au moins en partie les hydrocarbures lourds ou l'unité cryogénique NRU permet d'éliminer au moins en partie les hydrocarbures lourds. 3066258 14 5. Système de traitement selon l'une des revendications 2 à 4, caractérisé en ce que ladite installation comprend des moyens d'acheminement d'au moins une partie B' du gaz B vers la première et la deuxième unité TSA de manière à pouvoir être utilisée en série comme gaz de régénération de la première et de la deuxième unité TSA. 5 6. Système de traitement selon l'une des revendications 2 à 4, caractérisé en ce que l'unité cryogénique NRU permet de produire un gaz A enrichi en azote et ladite installation comprend : - des moyens d'acheminement du gaz A vers la première ou la deuxième unité TSA de manière à pouvoir être utilisé comme gaz de régénération ; 10 - des moyens d'acheminement d'au moins une partie B' du gaz B vers l'unité TSA qui n'a pas reçu le gaz A de manière à pouvoir être utilisée comme gaz de régénération de l'unité TSA. 7. Système de traitement selon l'une des revendications 1 à 6, caractérisé en ce que : - l'unité NRU comprend au moins une colonne de distillation et une ligne d'échange, et des 15 moyens d'acheminement du gaz B' sortant de l'unité TSA jusqu'à la ligne d'échange, ou - l'unité NRU permet de produire un gaz « froid » à une température inférieure à 15°C, ledit système comprend un échangeur externe à la NRU, des moyens d'acheminement du gaz B' sortant de l'unité TSA jusqu'au dit échangeur et des moyens d'acheminement du produit (( froid » jusqu'à l'échangeur, ou 20 - ledit système comprend des moyens d'acheminement du gaz B' sortant du TSA jusqu'à une source de froid externe à une température inférieure à 15°C. 8. Procédé de traitement d'un flux de gaz naturel mettant en oeuvre un système de traitement selon l'une des revendications 1 à 7, et comprenant les étapes successives suivantes : 25 a) purification par adsorption du flux de gaz naturel au moyen de l'unité de purification par adsorption de type TSA de manière à éliminer au moins en partie au moins une impureté choisie parmi l'eau, le CO2, et les hydrocarbures lourds du gaz naturel, b) extraction d'au moins une partie de l'azote contenu dans le gaz naturel issu de l'étape a) par cryogénie via l'unité cryogénique d'extraction d'azote NRU, 3066258 15 c) récupération en sortie de l'unité NRU d'un gaz B enrichi en méthane, et d) régénération de l'unité TSA au moyen d'au moins une partie B' du gaz B. 9. Procédé de traitement selon la revendication 8, caractérisé en ce qu'à l'étape a) le gaz est 5 purifié par passage du flux de gaz naturel en série à travers une première et une deuxième unité TSA. 10. Procédé de traitement selon l'une des revendications 8 ou 9, caractérisé en ce qu'à l'étape c) on récupère en sortie de l'unité NRU un gaz B enrichi en méthane et un gaz A enrichi en 10 azote. 11. Procédé de traitement selon l'une des revendications 8 à 10, caractérisé en ce que : - dans les impuretés adsorbées dans l'étape a) figure au moins un hydrocarbure lourd ou dérivés aromatiques et 15 - ledit procédé comprend une étape e) d'ajustement du point de rosée en hydrocarbures du gaz B' issu de l'étape d). 12. Procédé de traitement selon la revendication 11, caractérisé en ce que l'unité NRU comprend au moins une colonne de distillation et une ligne d'échange permettant de refroidir 20 au moins une partie du flux de gaz naturel et l'ajustement du point de rosée en hydrocarbures s'effectue par refroidissement du gaz B' issu de l'étape d) à une température inférieure à 20°C dans ladite ligne d'échange de l'unité NRU. 13. Procédé de traitement selon la revendication 11, caractérisé en ce que l'ajustement du point 25 de rosée en hydrocarbures du gaz B' issu de l'étape d) s'effectue par refroidissement du gaz B' issu de l'étape d) à une température inférieure à 20°C dans un échangeur externe à l'unité NRU avec un produit « froid » à une température inférieure à 15°C. 14. Procédé de traitement selon la revendication 13, caractérisé en ce que le produit froid est : - du gaz naturel liquéfié éventuellement mélangé à une partie du gaz B enrichi en méthane ou 3066258 16 - tout autre gaz à une température inférieure à 15°C issu de l'unité NRU. 15. Procédé de traitement selon la revendication 14, caractérisé en ce que l'ajustement du point de rosée en hydrocarbures du gaz B' issu de l'étape d) s'effectue par refroidissement du gaz B'à 5 une température inférieure à 20°C au moyen d'une source de froid extérieure au système de traitement. 16. Procédé de traitement selon l'une des revendications 11 à 15, caractérisé en ce que ledit procédé comprend une étape f) de réintégration d'au moins une partie du gaz B' ayant subi un 10 ajustement du point de rosée en hydrocarbures dans le gaz B. 17. Procédé selon l'une des revendications 8 à 10 caractérisé en ce que : - le procédé comprend une étape e) de réintégration d'au moins une partie du gaz B' issu du TSA dans le gaz B, 15 - dans les impuretés adsorbées dans l'étape a) figure au moins du CO2 et - pendant toute la durée du procédé on maintient la somme des teneurs en dioxyde de carbone et en azote dans le gaz B en aval de la réintégration d'au moins une partie du gaz B' comprise entre 2 et 6% par un ajustement des paramètres opératoires de la NRU. 20