Brevet FR3087667A1 — publié le 20200501

Description Tit e de l'invention Procédé de déshydra ion d'un gaz hy- drocarboné Domaine technique [00011 L'invention concerne un procédé de déshydratation de gaz au moyen n dessicant liquide mettant en oeuvre l'utilisation d'une boucle ouverte d'un flux d'hydrocarbures. Technique antérieure [00021 La déshydratation d'un gaz, par exemple d'un gaz naturel ou un gaz de raffinerie est une opération classique. Elle permet de contrôler le point de rosée en eau, c'est-à-dire la teneur en eau du gaz, pour éviter la formation d'hydrates ou de glace lors du transport ou de l'utilisation de ce gaz, de réduire les risques de conosion, ou pour toute autre mison. [0003] Dans ce but, il est courant de mettre en contact le gaz avec un dessiccant liquide hy- drophile. Parmi ces derniers les composés de la famille chimique des glycols est d'un usage très répandu. [00041 Par exemple, le document US 3,105,748 décrit un procédé de régénération de glycol selon l'état de l'art. Une telle unité de régénération comporte une étape thermique. pour serai-régénérer le glycol par séparation en effectuant une évaporation de l'eau contenue dans le glycol liquide. Cette séparation met en oeuvre un système de distillation du glycol chargé en eau. En outre. US 3,105,748 propose une étape de stripage du glycol semi-régénéré par une partie du gaz naturel déshydraté, sans autre séparation, donc riche en méthane, pour pousser la régénération du glycol liquide.. Cependant, un agent de stripage riche en méthane n'est pas le plus performant pour régénérer le glycol chargé en eau. 10005i Par ailleurs, le document US 5,643,421 décrit un procédé de séparation et de retrait de l'eau contenue dans un mélange de gaz et d'eau au moyen d'un dessicant liquide, ainsi que le retrait de l'eau du dessicant liquide afin de pouvoir réutiliser le dessicant liquide déshydraté. Ce procédé propose d'utiliser une coupe d'hydrocarbures comme les naphtas ou les gazolines comme agent de stripage pour encore améliorer la pureté du dessicant liquide, en comparaison au procédé décrit par le document US 3,105,748. Selon le document US 5,643,421, l'agent de stripage est obtenu au moins en partie grâce à l'absorption des hydrocarbures par le dessicant liquide lors du contact entre le gaz à déshydrater et le dessicant régénéré. Après utilisation dans la colonne de stripage, l'agent de stripage est en partie récupéré par condensation/séparation, et éventuellement déshydraté par un adsorbent solide, afin d'être revaporisé et utilisé à nouveau en tant qu'agent de stripage. Ce procédé améliore significativement la pureté drr dessicant liquide et donc la dépression possible du point de rosé en eau du gaz à déshydrater, notamment quand l'agent de stripage est déshydraté avant d'être envoyé dans la colonne de stripage. Cependant, La Demanderesse a remarqué que l'appoint nécessaire en coupe hydrocarbures pour maintenir l'inventaire dans la boucle fermée d'agent de stripage ne peul pas toujours être assuré par la seule coabsorption d'hydrocarbures par le dessicant liquide depuis le gaz ou lors du démarrage. Par conséquent, un appoint depuis une source extérieure d'ag.ent de stripage peut être nécessaire. De plus le procédé nécessite un dispositif spécifique pour régénérer l'agent de stripage chargé en eau. [0006] De plus, la Demanderesse a observé que certains gaz à sécher contiennent des hydro- carbures très lourds (des C12+) à des teneurs faibles (par exemples à des teneurs de l'ordre de I à 10 ppm poids). Bien que les quantités soient très faibles, ces composés hydrocarbures très lourds peuvent être fortement absorbés par le dessicant liquide et peuvent s'accumuler rapidement dans la boucle de régénération du dessicant liquide du procédé décrit dans le document US 5,643,421. L'accumulation de ces hydrocarbures très lourds réduit la capacité du dessicant liquide à déshydrater le. gaz et oblige les opérateurs à procéder à des opérations de purge ou d'écrémage des hydrocarbures qui peuvent induire des pertes en dessicant Résumé de l'invention [0007] Dans la présente description,la mention « hydrocarbures Cx » désigne les composés hydrocarbures comportant x atomes de carbone. La mention « hydrocarbures Cx+ » désigne les composés hydrocarbonés ayant au moins x atomes de carbone. La mention « hydrocaibures Cx à Cy » désigne les composés hydrocarbures ayant entre x et y atomes de carbones. 1,0008j Dans la présente description, la mention « riche en compa.é Xa signifie que la fraction, coupe ou flux comporte au moins 50%, voire au moins 70%, voire au moins 80% poids du composé X. [0009] La présente invention propose d'utiliser un flux. sec et riche en hydrocarbures C4 à 01.0 comme agent de stripage pour améliorer la régénération du dessicant liquide selon l'invention. Ce flux sec et riche en hydrocarbures C4 à C10 est extrait du gaz issu de la déshydratation, par exemple au cours d'une étape d'extraction. de Liquides de Gaz Naturel située en aval de l'unité de déshydratation du gaz. Le flux d'agent de stripage récupéré en sortie de l'unité de régénération du dessicant liquide peut être recyclé dans le procéc.é de l'invention ou envoyé dans une unité xteme au procédé selon l'invention. Par exemple ce flux d'agent de stripage récupéré en. sortie de l'unité de régénération est envoyé vers une unité pouvant accueillir des condensas humides, telle qu'une unité de séparation triphasique en entrée d'usine de traitement du gaz brut, une unité do stabilisation de condenses, etc. [0010] En outre, la présente invention propose un dispositif permettant d'éviter l'accumulation de composés hydrocarbures lourds dans l'unité de régénération du dcssicant [0011] La présente invention a pour objet un procédé de déshydratation d'un gaz hy- drocarboné humide dans lequel on effectue les étapes suivantes : a) on fournit un gaz hydrocarboné brut comportant du méthane, au moins des hydrocarbures C4+, et do l'eau, et h) on effectue une séparation triphasique dudit gaz hydrocarboné brut, pour obtenir un gaz hydrocarboné humide, des condensats liquides hydrocarbonés et un effluent liquide aqueux, et on envoi ledit gaz hydrocarboné humide à l'étape e), c) on met en contact ledit gaz hydrocarboné humide. avec un liquide dessicant régénéré obtenu à l'étape e) pour obtenir un gaz déshydraté et un liquide dessicant chargé en eau, d) on effectue une séparation d'une coupe riche en composés hydrocarbures C4. à C10 contenue dans le gaz déshydraté pour obtenir un gaz résiduel appauvri en hydrocarbures C4± et un flux vapeur riche en hydrocarbures C4 à Cl 0, e) on régénère le dessicant chargé en eau obtenu à l'étape e) en effectuant au moins une étape de stripage du dessicant chargé en eau par mise en contact avec le flux vapeur riche en hydrocarbures C4 à C10 obtenu à l'étape di pour obtenir le liquide dessicant régénéré et une fraction riche en hydrocarbures C4 à C11) et comportant de l'eau. puis on effectue l'étape f) selon l'une des deux variantes suivantes variante 1 : on évacue dudit procédé ladite fraction riche en hydrocarb es C4 a et comportant de l'eau variante 2 : on envoie ladite fraction riche en hydrocarbures C4 à C10 et comportant de l'eau à l'étape b) dans laquelle on effectue une séparation triphasique dudit gaz hydrocarboné brut ainsi que la fraction riche en hydrocarbures C4 à C10 et comportant de l'eau issue de l'étape e). [0012] De préférence, à la variante 2, à l'étape h), le gaz hydrocarboné brut est mélangé avec la fraction riche en hydrocarbures C4 à C:10 et conwortant de l'eau avant d'effectuer la séparation triphasique. [001 1 De préférence, à la variante 2, à l'étape b), la séparation triphasique est effectuée dans au moins un ballon séparateur et dans lequel on introduit séparément le gaz hydrocarboné brut et la fraction riche en hydrocarbures C4 à Cl 0 et comportant de l'eau dans au moins un ballon séparateur. 100141 De préférence, à l'étape d) on effectue les étapes suivantes i) on extrait au moins une partie des hydrocarbures C4+ contenus dans déshydraté pour produire un flux riche en hydrocarbures ii) on distille le flux riche en C4+ pour produire un flux enrichi en hydrocarbures C4 à iii) 00 vaporise par chauffage au moins une partie du flux enrichi en hydrocarbures C4 à C10 pour produire le flux vapeur riche en hydrocarbures C4 à C10. [0015] Avantageusement, à l'étape iii) on vaporise une partie du flux enrichi en hydre-- carbures C4 à Cl 0, puis on surchauffe la partie vaporisée pour produire le flux vapeur riche en hydrocarbures C4 à Cl 0 et on étVitelle du procédé la partie non vaporisée du flux enrichi en hydrocarbures C4 à Ci 0 sous forme liquide. [0016] Avantageusement, à l'étape iii), on vaporise la totalité du flux enrichi en hydre- carbures C4 à C10, puis on surchauffe le flux vaporisé pour produire le flux vapeur riche en hydrocarbures C4 à Cl 0. [0017] Avantageusement, à l'étape iii), on surchauffe le flux enrichi en hydrocarbures C4 à Cl 0 pour produire le flux vapeur riche en hydrocarbures C4 à C10. [0018] De préférence, on effectue la vaporisation par chauffage à une température comprise entre 80°C et 200°C et une pression de 0,1 à 0,5 MPa et on surchauffe à une température comprise à une température comprise entre 210°C et 250°C et une pression de 0,1 à 0,5 MPa. [0019] De préférence, à l'étape avant d'effectuer l'étape de stripage, on effectue une étape de distillation du dessicant chargé en eau pour éliminer sous forme vapeur au moins une partie de l'eau et obtenir un flux dessicant liquide partiellement régénéré puis on effectue ladite étape de stripage du flux dessicant liquide partiellement régénéré par mise en contact avec le flux vapeur riche en hydrocarbures C4 à C10 obtenu à l'étape d) pour obtenir le liquide dessicant régénéré et une fraction riche en hydrocarbures C4 à CIO et comportant de l'eau. 100201 De préférence, à l'étape e), la mise en contact du flux vapeur riche en hydrocarbures C4 à CIO avec le liquide dessicant chargé en eau permet d'obtenir le liquide dessicant régénéré, ainsi qu'un flux vapeur riche en hydrocarbures C4 à C10 et contenant de l'eau, que l'on condense au moins partiellement pour obtenir la fraction riche en hydrocarbures C4 à CIO et comportant de l'eau au moins partiellement sous forme [00211 Avantageusement, le gaz est un gaz naturel ou un gaz de raffinage produit à une tem- pérature T>20°C, à une pression P>I MPa, le gaz étant au moins saturé en eau ou en hydrocarbures à la température T et à la pression P. (0022j Avantageusement, le hquide dessicant est choisi dans la famille chimique des glycols. 100231 Avantageusement, on choisit les conditions opératoires de la séparation à l'étape d) pour que le flux de vapeur enrichi en hydrocarbures C4 à C10 comprenne des hydre- carbures aromatiques. [0024] La présente invention permet d'éviter l'approvisionnement d'un flux externe pour régénérer le dc/ssicarit, Le procédé selon l'invention peut done fonctionner facilement en site isolé, par exemple sur une barge en nier (offshore). [00251 La présente invention permet d'éliminer les hydrocarbures lourds, notamment les hy- drocarbures C12+, voire C15+, qui peuvent contaminer le dessicant liquide si le flux de gaz à traiter en contient avant utilisation de la présente invention, [0026] Par ailleurs le procédé selon l'invention peut être aisément mis en oeuvre en remaniant une unité de déshydratation conventionnelle existante. [0027] Enfin, le procédé selon l'invention présente une simplicité dans la mise en oeuvre, en particulier ne nécessite pas l'utilisation d'un coalc/scer liquide-liquide ou de solide adsorbant de l'eau pour déshydrater l'agent de stripage. Liste des figures [002.8] L'invention sera ci-après détaillée à l'aide d'exemples non limitatifs du procédé selon l'invention, illustrés par les figures suivantes : [0029] [fig. la figure 1 est une représentation synoptique, de type schéma-bloc, du principe général du procédé de déshydratation d'un gaz hydrocarboné brut selon l'invention. [00301 [fig.3] Les figures 2 et 3 représentent deux modes de réalisation de l'unité de séparation 70 représentée par la figure 1. Description des modes de réalisation [00311 Les étapes a.) à e) du procédé de déshydratation selon l'invention nt décrites en détail ci-après. [00321 Etape On fournit un gaz hydrocarboné brut comportant du méthane, au moins des hydrocarbures C4+, et de l'eau. [00331 En référence à la figure I, le gaz hydrocarboné brut -iter an-ive par le conduit 11. [00341 Le gaz hydrocarboné brut contient du méthane, des hydrocarbures C4+ et de l'eau. L' invention est particulièrement bien adaptée au traitement d'un gaz comportant des hydrocarbures C12+, voire C15+, même en quantité très faible, c'est-à-dire à des teneurs possiblement inférieures à lOppin poids. [0035] Le gaz hydrocarboné brut peut être un gaz naturel ou un gaz de raffinerie. En par- ticui7er,1c gaz peut être un gaz naturel_ brut obtenu en sortie de puits de production, par exemple sur une plateforme ou barge en mer (offshore). [0036] Le gaz hydrocarboné brut peut être saturé ou sursaturé en eau et/ou en hydrocarbures, c'est-à-dire qu'il est à son point de rosée en eau et/ou hydrocarbure, à la pression et à la température à laquelle il est disponible. Le gaz hydrocarboné peut également être sursaturé en eau et/ou en hydrocarbures, c'est-à-dire qu'il contient une quantité d'eau et/ou d'hydrocarbures sous forme liquide. [0037; Le gaz hydrocarboné brut peut être disponible à haute pression par exemple à une pression comprise entre 0 et 10 TylPa, de préférence supérieure à 1 MPa, par exemple à une pression comprise entre 2 et 12 MPa. Le gaz hydrocarboné brut peut être à une température comprise entre 0°C. et 100°C, de préférence à une température supérieure à 20°C, par exemple à une température comprise entre 40°C et 80°C. [0038] Etape On effectue une séparation triphasique dudit gaz hydrocarboné brut, ainsi qu'optionnellement, une fraction riche en hydrocarbures C4 à C10 et comportant de l'eau, pour obtenir un gaz hydrocarboné humide, des condensais liquides hydrocarbonés et un effluent liquide aqueux. [0039] En référence à la figure 1, le gaz hydrocarboné brut arrive. par le conduit 11 dans l'unité de séparation triphasique 10. Dans l'unité 10 le gaz subit au moins une ou des étapes do séparation liquide liquide et de séparation gaz liquide. [0040] Si nécessaire, le gaz peut aussi être refroidi dans l'unité 10, par exemple à une tem- pérature comprise entre 20 et 60°C, de préférence entre 20 et 40°C. Le refroidissement du gaz permet de condenser de l'eau et des hydrocarbures lourds en plus grandes proportions. La séparation entre le gaz, l'eau liquide et les hydrocarbures liquides peut être réalisée dans un ou plusieurs ballons séparateurs. L'unité 10 peut aussi inclure si nécessaire un système additionnel de traitement du gaz humide séparé comme par exemple un système de retrait des gaz acides (par exemple par absorption par une solution absorbante comportant des amines). [0041] L'eau liquide est évacuée de l'unité 10 par le conduit 13. Des hydrocarbures lourds liquides sont évacués par le conduit 14. Un gaz généralement appauvri au moins en hydrocarbure lourds et en eau, par rapport au gaz brut arrivant par le conduit 11, est évacué de l'unité 10 par le conduit 12. [0042] Une fraction riche en hydrocarbures C4 à C10 et en eau pros une par le procédé selon l'invention peut être également soumise à l'étape h) de séparation triphasique. En référence à la figure 1 cette fraction arrive par le conduit 52. Cette fraction peut être mélangée avec le gaz hydrocarboné brut arrivant par le conduit 11. Cette fraction peut également être directement introduite dans l'unité 10 par exemple en étant introduite dans le ballon séparateur ou dans un des ballons séparateurs si plusieurs ballons séparateurs sont mis en oeuvre ou envoyé vers toute unité pouvant accueillir des condensais humides. [0043j Etape On met en contact le gaz hydrocarboné humide avec un dessicant liquide régénéré obtenu à l'étape e) pour obtenir un gaz déshydraté et un dessicant liquide chargé en eau, [0044] Selon l'invention, le gai hydrocarboné humide peut également provenir d'une autre source que l'étape a) et h) décrites ci-dessus. Le gaz hydrocarboné humide contient du méthane, des hydrocarbures C4+ et de l'eau. Le gaz hydrocarboné humide peut être saturé en eau etion en hydrocarbures, c'est-à-dire qu'il est à son point de rosée en eau etiou hydrocarbure, à la pression et à la température à laquelle. il est disponible. Le gaz hydrocarboné humide peut être disponible à haute pression par exemple à une pression comprise entre 0 et 10 MPa, de préférence supérieure à 1 MPa, par exemple à une pression comprise entre 2 et 12 MPa. Le gaz hydrocarboné humide peut être à une température comprise entre 0°C et 100°C, de préférence à une température supérieure à 20°C, par exemple à une température comprise entre 40°C et 80°C. [0045] En référence à la figure L le gaz humide circulant dans le conduit 12 est introduit dans l'unité de déshydratation 20 pour être mis en contact avec le dessicant liquide régénéré arrivant par le conduit 61. [0046] Le dessicant liquide peut être choisi dans la -famille chimique des glycols. Par exemple, on utilise le triéthylèneglycol (TEG) le monoéthyleneglycol (MEG), 1c diéthylè,neglycol (DEG) ou le tétraérhylèneglycol (T4EG). De préférence, selon l'invention, on met en oeuvre le triéthyleneglycol (me) à cause de sa forte affinité pour l'eau, de sa stabilité chimique et de son faible coût. [00471 Dans l'unité 20, le gaz humide peut être mis en contact à contre-courant avec le dessicant liquide dans une colonne munie par exemple de garnissage vrac, structuré ou de plateau de distillation. Le gaz est introduit à un niveau en bas de la colonne, le dessicant liquide étant introduit à un niveau en haut de la colonne. Lors du contact du gaz avec le dessicant liquide, l'eau contenue dans le gaz est absorbée par le dessicant 1lgnide de manière à produire un gaz déshydraté et lln dessicant liquide chargé en eau. Par exemple le gaz déshydraté peut comporter une teneur en eau inférieure à 5 ppm en volume, de préférence inférieure à 1 ppm en volume. [00481 Le gaz déshydraté est évacué par le conduit 21 de l'unité 20. Le dessicant chargé en eau est évacué de l'unité 20 par le conduit 22 polir être introduit dans untie de régénération composée généralement (les unités 50 et 60. [0049] Etape dl : Chn effectue une séparation d'une coupe de composés hydrocarbures C4 à C10 contenue dans le gaz déshydraté pour obtenir un gaz résiduel pauvre en hydrocarbures C4+ et un flux vapeur riche en hydrocarbures C4 à CM. [005{}1 Le gaz déshydraté circulant dans le conduit 21 est introduit dans une unité 30 d'extraction des Liquides de Gaz Naturel (couramment nommée unité d'extraction des LGN). Par exemple l'unité 30 met en oeuvre des étapes de détente et/ou de refroidissement permettant la condensation d'hydrocarbures à faible température. Par exemple, l'unité 30 met en oeuvre la détente du gaz, par exemple dans une vanne ou une turbomachine, ou une boucle de réfrigération externe ou une combinaison de ces méthodes pour apporter la réfrigération nécessaire du gaz entrant, Les hydrocarbures condensés sont séparés du gaz sous forme liquide. Puis les hydrocarbures liquides extraits peuvent si nécessaire être stabilisés dans l'unité 30, par exemple en éliminant l'éthane par distillation, pour assurer la qualité et la quantité requise du gaz résiduel (flux 31) ou celles des LGN (flux 34) produits par l'installation de traitement de gaz. Ainsi, l'unité 30 permet d'extraire les composés hydrocarbures les plus lourds et notamment les C4+ contenu dans le gaz déshydraté. De préférence, les conditions opératoires de fonctionnement de l'unité 30 sont adaptées de manière à extraire un maximum tic composés aromatiques (couramment nommés13TX) avec la coupe de. LGN produite. Les conditions opératoires de l'unité 30 peuvent être choisies par les besoins liés à la spécification en point de rosé en hydrocarbure du gaz évacué par le conduit 31 ou le taux de récupération souhaité d'hydrocarbures valorisables sous forme liquide (par exemple LGN ou C5-1-) évacués par le conduit 34. [00511 Le gaz résiduel est évacué de l'unité 30 par le conduit 31. Ce gaz résiduel est appauvri en hydrocarbures C4+ par rapport au gaz déshydraté entrant dans l'unité 30 par le conduit 21. Le flux riche en hydrocarbures C4+ (également nommé LGN) qui ont été extraits du gaz déshydraté par l'unité 30 est évacué par le conduit 32. Une partie de ce flux peut être évacué du procédé par le conduit 34. [0052] L'autre partie, ou l'intégralité, du flux riche en hydrocarbures C4+ est introduit dans une unité de stabilisation 40 via le conduit 33 pour produire une coupe enrichie en hydrocarbures C4 à CIO. De préférence le fonctionnement de l'unité de stabilisation 40 est adapté pour produire une coupe liquide riche en hydrocarbures C4 à C10 comportant des composés aromatiques. La configuration de l'unité de stabilisation peut varier par exemple selon la qualité du LCiN entrant et la qualité requise de la coupe riche en hydrocarbures C4 à (710 (notamment le point de bulle et le point de rosée). De préférence l'unité 40 est composée d'une colonne de distillation équipée d'un système de rebouillage. Si besoin, la colonne de distillation peut être équipée d'un système de reflux pour permettre la distillation idoine. 100 L'unité 40 génère une fraction gazeuse évacuée par le conduit 41 et ouvant être éventuellement recyclé, et la coupe liquide riche en hydrocarbures C4 à CIO qui est évacuée par le conduit 42. [0054.1 Selon une première variante de l'invention, la coupe riche en hydrocarbures C4 à C10 est introduite par le conduit 42 dans l'unité 70 de vaporisation qui permet de vaporiser et de surchauffer la coupe riche en hydrocarbures C4 à C10. Dans ce cas, l'unité 70 est composée d'un ou plusieurs échangeurs de chaleur, qui permet de chauffer la coupe riche en hydrocarbures C4 à CIO à une température comprise entre 210°C et 250°C, de préférence à une température comprise entre 215°C et 230°C. Cette première variante n'est pas conforme à la représentation de l'unité '70 de la figure 9 )0551 Selon une deuxième variante de r invention, illustrée par l'unité 70 de la figure 1, la coupe riche en hydrocarbures C4 à C10 est introduite par le conduit 42 dans l'unité 70 de séparation et vaporisation qui permet d'extraire les composés hydrocarbures les plus lourds, notamment les composés hydrocarbures C15+. La coupe riche en hydrocarbures C4 à C10 est vaporisée en deux étapes. En référence à la figure 1, un premier vaporisateur C vaporise la coupe riche en hydrocarbures C4 à Cl 0 en partie ou en totalité selon la teneur en hydrocarbures lourds (c'est-à-dire des hydrocarbures Cl 2+, voire C15+), par exemple à une température comprise entre 80°C et 200°C, de préférence entre 110°C et 190°C, voire entre 150°C. et 180°C et par exemple à une pression comprise entre 0,1 et 0,5 MPa, typiquement entre 0,15 et 0,25 MPa. Les hydrocarbures lourds n'ayant pas cté vaporisés sont séparés sous forme liquide dans le séparateur D et évacués du procédé par le conduit 8. L'unité 70 permet ainsi d'extraire les composés hydrocarbures lourds de la coupe riche en hydrocarbures C4 à C10. La composition de la coupe riche en hydrocarbures C4 à C10 arrivant par le conduit 42 peut varier en fonction de la composition du gaz hydrocarboné brut à traiter et peut être ajustée en modifiant les conditions opératoires des unités 30 et 40 en cours d'opération. [ )0561 Puis la coupe riche en hydrocarbures C4 à Cl 0 sous forme vapeur provenant du sé- parateur D est surchauffée, par exemple à une température comprise entre 210°C et 250°C, de préférence entre 215°C et 230°C et par exemple à une pression entre I et 5 bar absolus, typiquement entre 0,15 et 0,25 Nifia, dans le surchauffeur E. La coupe riche en hydrocarbures C4 à CIO surchauffée est introduite par le conduit 06 dans l'unité de régénération du dessicant 60. [00571 Les figures 2 et 3 représentent deux exemples de réalisation de l'unité 0. Les ré- férences des figures 2 et 3 identiques à celles de la figure l désignent les mêmes éléments. [00581 En référence à la figure 2, la coupe riche en hydrocarbures C4 à CIO provenant de l'unité 40 par le conduit 42 est d'abord chauffée à une température intermédiaire, par exemple comprise entre 150°C et 1`80°C dans l'échangeur de chaleur C. L'échangeur de chaleur C peut être de type à plaques ou tubulaire utilisant un fluide chaud, par exemple le dessicant régénéré, de l'huile chaude, ou de la vapeur. En fonction de la composition de la coupe riche en hydrocarbures C4 à C10, le chauffage réalisé dans l'échangeur de chaleur C permet de réaliser une vaporisation totale ou partielle. La coupe riche en hydrocarbures C4 à C10 issue de C est introduite dans le ballon séparateur D où les hydrocarbures lourds non vaporisés, si existants, sont séparés de la phase gazeuse afin d'être extrait du procédé par le conduit 8. Par exemple, l'évacuation par le conduit 8 est commandée par une vanne contrôlée par le détecteur de niveau liquide LC dans le ballon séparateur D. La phase gazeuse évacuée du ballon séparateur D est envoyée dans l'échangeur de chaleur E, également nommé surchauffeur, qui peut 10 être électrique ou utiliser un fluide chaud afin d'être chauffée à une température comprise entre 210°C et 250°C, de préférence entre 215°C et 230°C. Puis la vapeur surchauffée est évacuée par le conduit 06 dans le dispositif de régénération du dessicant liquide 60, [0059] Dans un mode particulier de réalisation de l'invention, l'échangeur de chaleur C peut comporter un système de drainage qui permet d'extraire du liquide non vaporisé dans l'échangeur C pour l'introduire dans le ballon séparateur D. Le drainage du liquide peut être, effectué par gravité.. Par exemple, une conduite A relie. l'échangeur C au ballon D, la conduite A étant connectée à un point bas de l'échangeur de chaleur C. Ce mode de réalisation est bien adapté pour un échangeur de chaleur de type tubulaire. [0060; Selon un autre mode particulier de réalisation de l'invention illustrée par la figure 3, l'échangeur de chaleur C et le ballon séparateur D de l'unité 70 sont fusionnés dans un seul appareil composé d'un rebouilleur à bain liquide F, couramment nommé. kettel ». Le rebouilleur est composée d'une enceinte comportant deux zones Fl et F3 situées dans la partie inférieure de l'enceinte et une zone F2 située dans la partie supérieure de l'enceinte, Les zones FI et F3 sont séparées par une paroi F4, qui peut s'étendre depuis le fond de l'enceinte jusqu'à mi-hauteur pour former les deux zones distinctes Fl et F3. La coupe riche en hydrocarbures C4 à C10 provenant de l'unité 40 est introduite dans la première zone F1 par le conduit 42. Le dispositif de chauffage F5 permet de chauffer le liquide dans la zone FI. Le dispositif de chauffage F5 peut mettre en oeuvre un fluide chaud, mais également utiliser des éléments chauffants électriques. Sous l'action du dispositif d.e chauffage F5, la vapeur est générée clans la zone F2 et est évacuée pour être introduite dans le surchauffeur E. Puis la vapeur surchauffée est évacuée par le conduit 6 dans le dispositif de régénération du dessicant 60. Le liquide arrivant dans la zone Fi et qui n'est pas vaporisé déborde de la zone Fi au-dessus de la paroi F4 dans la zone F3 : il s'agit des hydrocarbures lourds non vaporisés. Ces hydrocarbures lourds liquides sont évacués par le conduit 8. Par exemple, l'évacuation par le conduit 8 est commandée par une vanne contrôlée par le détecteur de niveau liquide LC dans la zone F3. [0061] La conception du rebouilleur à bain F permet de fonctionner suivant deux modes. [00621 Mode vaporisateur partiel. Dans ce mode, la température opératoire du bain de chauffe dans la zone Fi est mise à son maximum admissible par exemple à une température comprise entre 80°C et 200°C, de préférence entre 110°C et 1.90°C, voire entre 150°C et 180°C et par exemple à une pression entre 0,1 et 0,5 MPa, typiquement entre 0.1.5 et 0,25 MPa. La fraction de la coupe riche en hydrocarbures C4 à C10 non vaporisée à cette température, c'est-à-dire les hydrocarbures lourds, s'écoulent par débordement au-dessus de la paroi F4 depuis la zone FI dans la zone F3. Les hydrocarbures lourds sont extraits de la zone F3 par le conduit 8., par exemple sous contrôle 11 de niveau du liquide dans la zone F3. [0063] Mode vaporisateur total. Dans le cas où la coupe riche en hydrocarbures C4 à C10 ne contient pas d'hydrocarbures lourds, elle est totalement vaporisée dans la zone F1, par exemple à une température n'excédant pas 180°C, de préférence à une température comprise entre 80°C. et 200°C, de préférence entre 110°C et 190°C, voire entre 150°C et 180°C. et une pression entre 0,1 et 0,5 MPa, typiquement entre 0,15 et 0,25 MPa. La température opératoire dans la zone El est ajustée afin que le niveau liquide dans la zone Fi soit au-dessus du dispositif de chauffage F5, mais en dessous du bord supérieur de la paroi F4. [00641 Etape On régénère le dessicant chargé en eau obtenu à l'étape c) en utfectuant au moins une étape de stripage du dessicant chargé en eau par mise en contact avec le flux vapeur riche en hydrocarbures C4 à C10 obtenu à l'étape d) pour obtenir le liquide dessicant régénéré et une fraction riche en hydrocarbures C4 à C10 et comportant de eau. [0065] En référence à la figure 1, dans l'unité de régénération 60, on effectue la régénération du dessicant en effectuant une étape de stripage et en générai également une étape de régénération thermique en amont de l'étape de stripage. Par exemple, on effectue une étape de régénération thermique du dessicant chargée en eau arrivant par le conduit 22 pour obtenir un dessicant partiellement régénéré. Puis on poursuit la régénération en effectuant une étape de stripage du dessicant partiellement régénéré. L'étape de régénération thermique peut être effectuée dans une colonne de distillation, qui peut être munie d'un rebouilleur en fond de colonne pour vaporiser et éliminer une partie de l'eau contenue dans le dessicant liquide sous forme vapeur. Puis le flux liquide de dessicant partiellement régénéré issu de la colonne de distillation est mis en contact avec le flux vapeur riche en hydrocarbures C4 à C10, également nommé agent de stripage, arrivant par le conduit 6. Le liquide dessicant régénéré obtenu après l'étape de stripage, c'est-à-dire appauvri en eau par rapport au liquide arrivant par le conduit 22, est renvoyé par le conduit 61 dans l'unité de déshydratation 20. Le flux vapeur riche en hydrocarbures C4 à CIO et chargé en eau est évacué de l'unité de régénération 60 par le conduit 162. [0066] Dans l'unité de régénération, la mise en contact e le liquide dessicant et l'agent de stripage peut être réalisée dans une colonne, couramment appelée colonne de stripage, dans lequel le liquide dessicant circule à contre-courant du flux vapeur riche en hydrocarbures C4 à C10. La colonne de stripage peut comporter des internes, par exemple du garnissage vrac ou structuré, ou des plateaux de distillation pour favoriser le contact entre le dessicant liquide et le flux vapeur. Lors de la mise en contact, l'eau contenue dans le dessicant liquide est extraite par l'agent de stripage. 10067] L'agent de stripage chargé n eau évacué de l'unité 60 par le conduit 162 est introduit dans l'unité 50 qui permet au moins de recueillir une fraction riche en hydrocarbures C4 à CIO et comportant de Peau sous forme liquide qui est évacuée par le conduit 52. Eventuellement l'unité de séparation 50 permet également de recueillir un flux. riche en eau qui est renvoyé en partie par le conduit 54 dans l'unité de régénération et dont le surplus est évacué par le conduit 53 du procédé selon l'invention. Le flux 54 peut être introduit dans l'unité 60 comme débit de reflux dans la colonne de ré-- génération thermique pour en réguler le fonctionnement et limiter les pertes en dessicant. La fraction gazeuse non recueillie de l'agent de stripage est évacuée de l'unité 50 par le conduit 151, pour être évacuée du procédé selon Finvention. [006$] L'unité 50 de séparation peut mettre en oeuvre une étape de refroidissement pour condenser partiellement, voire totalement l'agent de stripage arrivant par le conduit 162. Puis le flux au moins en partie condensé. est introduit dans un ballon séparateur, par exemple un ballon séparateur triphasique qui permet de séparer une phase gazeuse, une phase liquide aqueuse et une phase liquide hydrocarbonée. [00691 Emee, : on réalise soit la variante 1 soit la variante 2, qui sont décrues ci-après. [0070] Variante I la fraction riche en hydrocarbures C4 à C10 et comportant de l'eau est envoyée hors du procédé selon l'invention, par exemple dans toute unité pouvant accueillir des hydrocarbures condensés humides. Dans ce cas, la fraction riche en hydrocarbures C4 à CIO et comportant de l'eau n'est pas envoyée à l'une des étapes a) à e) du procédé selon 'l'invention. [0071] Variante 2 on recycle ladite fraction riche en hydrocarbures C4 à C10 et comportant de l'eau à l'étape b). [007211 La fraction riche en hydrocarbures C4 à C10 et comportant. de l'eau est envoyée par le conduit 52 dans l'unité de séparation triphasique 10. Cette fraction peut être mélangée avec le gaz hydrocarboné brut arrivant par le conduit il en amont de l'unité 10. La fraction riche en hydrocarbures C4 à C10 et comportant de l'eau peut également être introduite dans l'unité 10 par exemple dans le ballon de séparation triphasique. [0073] Ainsi, dans ce mode de réalisation, au moins une partie des hydrocarbures C4 à 01.0 recyclés vont à nouveau subir les étapes bl) c) et d) du procédé selon l'invention et vont être ainsi débarrassés de l'eau. De plus cet enchainement d'étapes permet de capter les Hydrocarbures lourds C15+ puis de les séparer lors de l'étape cl). [00741 Selon un mode particulier de réalisation de l'invention l'agent de stripage chargé en eau, c'est-à-dire le flux vapeur riche en hydrocarbures C4 à C.10 et chargé en eau peut être directement envoyé par le conduit 162 sans passer par l'unité 50 vers l'unité 10. Exemples [00751 L'exemple de fonctionnement du procédé de l'invention est décrit en référence à la figure 1. 13 [ )076] On considère un gaz naturel brut, à saturation,produisant 340 ton/h de gaz dont la composition est décrit dans le tableau 1. conduit 12. [0077; Ce gaz est produit à une pression de 75 bar g et une température de 35cC. Le gaz est saturé en eau, à une teneur de 0,1 % molaire qui délivre un débit en eau de 330 kg/h. [0078] Après passage du gaz naturel brut dans l'unité de séchage 20 on obtient un gaz sec dont la composition en eau est inférieure à 1 ppm molaire, soit un débit inférieur à 0.3 kg/h, et dont la composition est décrite dans le tableau 1, conduit 21. [0079] Le liquide dessicant est un TriEthyleneCilycol avec une. pureté. binaire. eau-TEG de 99,9% poids en TEG et 0,1% poids en eau. [0080] La colonne de mise en contact du liquide dessicant avec le gaz humide dans l'unité 20 fonctionne environ aux conditions d'entrée du gaz à traiter. [0081] L'unité 30 opère. par une séparation par refroidissement du gaz arrivant par le conduit 22 à environ -53°C et 4 MPa. L'unité 30 permet d'extraire un flux riche en C4+ dont la composition est décrite dans le tableau I conduit 32., ainsi qu'un gaz traité évacué par le conduit 31, dont la composition est décrite dans le tableau. I conduit 31. [0082] On n'utilise qu'environ 20% poids de la totalité du flux 32 riche en C4+ pour la régé- nération du dessicant liquide au niveau de l'unité 60. Après passage dans l'unité 40 puis 70 on obtient un agent de stripage circulant dans le conduit 06 ayant la composition décrite dans le tableau 1, conduit 06. [00831 L'unité 70 réalise une vaporisation à une température de 115°C. Dans l'unité 70, on extrait le flux riche en C15+ par le conduit 08 ayant la composition décrit dans le tableau 1, conduit 08. [0084] [Tahleaux [tableau I]] Compositio Conduit Conduit Conduit Conduit Conduit Conduit n% molaire 12 23 21 31 32 08 06 1 N, 0,8010 0.8019 0,8311 0,0000 0,0000 0.0000 CO2 1,1998 1.1989 1,2423 0,0013 0,0000 0,0000 1 C, 88,0639 88,1660 9 I ,3690 0,0009 0,0000 0.0000 C, 4,9928 4.9973 5,1422 1,0501 0,0000 0.0000 C, 2,9827 2,9839 1,2748 52,5037 0,0005 0,0068 1 1 1C4 0,4939 0.4932 0,0758 12.5233 0,1355 1.0391 n-C4 0,5902 0,5892 0,0569 15,4764 1,7334 10,5207 1 1Cs 0,1938 0,1942 0,0042 L. 5,7889 19,3047 n-C, n -C6 0.1924 0,1928 0,0032 4,6583 7.2832 20,6967 0,1829 0,1833 0,0003 4,3528 17,0613 22,7685 1 n-C, 0,0826 0.0833 0,0000 1,9604 16,8173 10,7689 n 0,0409 0,0409 0,0000 0,9596 17,2637 53589 BTX 0,0648 0,0590 0,0001 1,3966 11,5913 7,4374 1 NON A N E 0,0097 0,0097 0,0000 0,2274 8,5248 1,2741 DECANE 0,0062 0,0062 0,0000 0,1444 10,9261 0,8063 Cii-Cii 0,0005 0,0001 0,0000 0,0032 1,8102 0,0166 C12, 0.0001 0,0000 0,0000 0,0004 7,0636 0,00.1:3 H,0 6.1016 0.0001 0,0001 0.0006 0,0000 0.0000 15