Brevet FR3106136A1 — publié le 20210716

La présente invention concerne un dégazolinage d’un gaz G, avec (a) une étape de dégazolinage du gaz à traiter comprenant du méthanol GM issu de l’étape (d), (b) une étape de séparation dudit fluide partiellement condensé GL1 à l’étape (a) , produisant - une première phase liquide aqueuse A1, - une première phase liquide H1 d’hydrocarbure(s) - une phase gazeuse G1 issue du gaz G ; (c) une étape de contactage d’une partie du gaz G à traiter avec ladite première phase liquide aqueuse A1, produisant - une deuxième phase liquide aqueuse A2 - une phase gazeuse de gaz à traiter comprenant du méthanol GM’ ; (d) une étape de mélange de ladite phase gazeuse de gaz à traiter comprenant du méthanol GM’ avec le reste du gaz G à traiter, produisant un gaz à traiter comprenant du méthanol GM (e) une étape de stabilisation de ladite première phase liquide H1 d’hydrocarbure(s). Figure 1 à publier. Procédé de dégazolinage d’un gaz contenant des hydrocarbures condensables L'invention concerne un procédé de dégazolinage par réfrigération, en présence de méthanol pour éviter la formation d'hydrates, permettant de récupérer, au moins en partie, le méthanol contenu dans le gaz traité. L'invention s'applique notamment au gaz naturel, notamment comprenant des C5+ (des hydrocarbures avec des chaines carbonées d’au moins 5 carbones), ainsi qu'à d'autres gaz qui contiennent des hydrocarbures condensables, tels que les gaz de raffinerie. Si une phase hydrocarbure liquide condense au cours du transport et/ou de la manipulation de ces gaz, elle risque de provoquer des incidents tels que l'arrivée de bouchons liquides dans des installations de transport ou de traitement conçues spécifiquement pour des effluents gazeux. Afin d'éviter ces problèmes, les gaz contenant des hydrocarbures condensables sont généralement soumis à un traitement de dégazolinage préalablement à leur transport. Ce traitement de dégazolinage permet d'ajuster le point de rosée des hydrocarbures, pour éviter la condensation d'une fraction hydrocarbure au cours du transport du gaz. Le dégazolinage peut également être effectué pour récupérer la fraction liquide de gaz naturel condensée (LGN) comprenant potentiellement la fraction GPL et la fraction gazoline (C5+), qui peuvent être valorisées. Divers procédés de dégazolinage, utilisant notamment des moyens de réfrigération, d’absorption ou d’adsorption, sont décrits dans l'art antérieur. Les procédés utilisant la réfrigération du gaz sont les plus utilisés. Le gaz peut être réfrigéré, soit par détente à travers une vanne ou à travers une turbine, soit par un cycle de refroidissement externe qui permet d'abaisser la température du gaz à traiter sans réduire sa pression. La présence d'eau dans le gaz à traiter conduit au risque de formation d'hydrates. Ce risque peut être évité en injectant dans le gaz un inhibiteur de formation d'hydrates, comme le glycol ou le méthanol. Le méthanol est plus facile à mettre en œuvre que le glycol car il est moins visqueux. Mais il présente une tension de vapeur plus faible que les glycols, et il est partiellement soluble dans les condensats. Il se retrouve donc, dans des quantités non négligeables, dans le gaz traité mais aussi dans les phases liquides condensées obtenues du type GPL, notamment à base de propane. Les procédés de dégazolinage de ce type permettent notamment, de produire, à l’issue d’une étape dite de stabilisation, une fraction gazeuse C1-C2 essentiellement dépourvue de méthanol en tête de colonne et un gaz naturel liquéfié de C3+, en fond de colonne. La fraction hydrocarbure liquide de C3+ est éventuellement lavée à l’eau avant ou après cette stabilisation par fractionnement. En effet, cette fraction liquide contient du méthanol résiduel, à cause de la forte affinité du méthanol avec les GPL, notamment le propane. Par exemple, le brevet FR 2 764 609 propose un procédé de dégazolinage par réfrigération qui utilise du méthanol et qui permet de récupérer, au moins en partie, le méthanol contenu dans le gaz traité, afin d’en limiter la consommation. Dans ce procédé, la fraction hydrocarbure liquide est envoyée dans une colonne de stabilisation afin de séparer, d’une part, les composants les plus volatils (méthane et éthane), et, d’autre part, la phase hydrocarbure comprenant les constituants de masse molaire supérieure à celle de l'éthane et sortant en fond de la colonne de stabilisation. Cette phase hydrocarbures est envoyée dans une zone de lavage à l'eau afin d'éliminer le méthanol qu'elle contient puis est utilisée pour laver le gaz traité et récupérer le méthanol qu’elle contient. L’invention a alors pour but d’améliorer les procédés de dégazolinage ayant recours au méthanol. Elle vise notamment la mise au point d’un dégazolinage qui permette de produire une phase gazeuse riche en C 1 -C 4 , et une phase condensée à teneur réduite en méthanol. Elle vise notamment, également, à diminuer la consommation en méthanol et/ou en eau du procédé. L’invention a tout d’abord pour objet un procédé de dégazolinage d’un gaz G contenant des hydrocarbures condensables, notamment d’un gaz naturel contenant des C5+, ledit procédé comprenant les étapes suivantes: (a) une étape de dégazolinage par réfrigération du gaz à traiter comprenant du méthanol GM issu de l’étape d), produisant un fluide partiellement condensé GL1 ; (b) une étape de séparation dudit fluide partiellement condensé GL1, mise en œuvre dans un séparateur triphasique, produisant - une première phase liquide aqueuse A1 comprenant du méthanol, - une première phase liquide H1 d’hydrocarbure(s) comprenant du méthanol, et - une phase gazeuse G1 issue du gaz G ; (c) une première étape de contactage d’une partie du gaz G à traiter avec ladite première phase liquide aqueuse A1 comprenant du méthanol, produisant - une deuxième phase liquide aqueuse A2 comprenant du méthanol et qui est appauvrie en méthanol par rapport à ladite première phase liquide aqueuse A1, et - une phase gazeuse de gaz à traiter comprenant du méthanol GM’ ; (d) une étape de mélange de ladite phase gazeuse de gaz à traiter comprenant du méthanol GM’ avec le reste du gaz G à traiter, avec ajustement éventuel de la teneur du mélange en méthanol, produisant un gaz naturel à traiter comprenant du méthanol GM destiné à être envoyé à l’étape a); (e) une étape de stabilisation de tout ou partie de ladite première phase liquide H1 d’hydrocarbure(s) comprenant du méthanol, produisant - un condensat stabilisé GL2, et - une phase gazeuse G2 riche en C1-C4 comprenant du méthanol. Le procédé selon l’invention permet donc de produire une coupe gazeuse riche en C1-C4 comprenant du méthanol et un condensat stabilisé (liquide). A noter que « la partie du gaz G à traiter » de l’étape (c ) et « le reste du gaz G à traiter » de l’étape (d) du procédé font référence au fait qu’on a un flux commun de gaz à traiter dans le procédé de l’invention, qu’on vient partager en (au moins) deux flux qui vont être traités différemment : un flux qui est « la partie du gaz » en question, et qui subit l’étape de contactage, et l’autre qui est « le reste de gaz » en question. Le procédé selon l’invention fonctionne en continu. De préférence, l’étape (a) de dégazolinage par réfrigération du gaz à traiter est mise en œuvre dans une section de réfrigération, De préférence, les conditions de pression et de température de l’étape de dégazolinage par réfrigération du gaz à traiter sont choisies pour que les composés à 4 carbones ou plus contenus dans le gaz (notamment le gaz naturel) à traiter condensent dans la zone froide. De préférence, cette étape est mise en œuvre à une température comprise préférentiellement entre - 60°C et 0°C et à une pression comprise préférentiellement entre 1,2 MPa et 6,0 MPa. De préférence encore, l’étape (e ) de stabilisation est mise œuvre dans une colonne de stabilisation/distillation, produisant en fond le condensat stabilisé GL2 et en tête la phase gazeuse G2 riche en C1-C4 comprenant du méthanol. Généralement, avec le procédé selon l’invention, le condensat stabilisé GL2 produit à l’étape (e) contient une teneur résiduelle en méthanol inférieure ou égale à 20 ppm en poids, de préférence inférieure ou égale à 10 ppm en poids. De préférence, le procédé selon l’invention comprend également un traitement supplémentaire de la phase gazeuse G2 riche en C1-C4 comprenant du méthanol obtenue à l’étape (e) de stabilisation, en vue d’en extraire au moins une partie du méthanol de ladite phase gazeuse G2. L’invention, avec ce traitement supplémentaire, permet de produire une coupe gazeuse riche en C1-C4 avec une teneur en méthanol réduite, c’est-à-dire appauvrie en méthanol par comparaison avec ladite première coupe gazeuse riche en C1-C4 comprenant du méthanol. De plus, ce traitement supplémentaire permet de récupérer le méthanol dans cette coupe, donc de diminuer la quantité de méthanol consommée par le procédé. Cela réduit donc la quantité de méthanol ajoutée en cours de procédé en appoint et les coûts qui y sont liés , cela simplifie aussi la logistique liée à son transport et son stockage. Cet appauvrissement en méthanol de part ce traitement supplémentaire peut aller jusqu’à une concentration méthanol chutant de 99%. Selon un mode de réalisation, ce traitement supplémentaire de la phase gazeuse G2 riche en C1-C4 comprenant du méthanol obtenue à l’étape (e) de stabilisation comprend les étapes suivantes : (f) une étape de lavage à l’eau de ladite phase gazeuse G2 riche en C1-C4 comprenant du méthanol à l'aide d’une troisième phase liquide aqueuse A3, notamment mise en œuvre par contactage gaz-liquide, produisant - une deuxième phase gazeuse G3 riche en C1-C4 avec une teneur en méthanol réduite, et - une quatrième phase aqueuse A4 enrichie en méthanol, par comparaison avec ladite troisième phase liquide aqueuse A3 ; (g) une deuxième étape de contactage d’une partie du gaz G à traiter avec ladite quatrième phase aqueuse A4 enrichie en méthanol, notamment mise en œuvre dans au moins un stripeur, produisant - une cinquième phase aqueuse A5 appauvrie en méthanol par rapport à ladite quatrième phase aqueuse A4 enrichie en méthanol, et - un deuxième phase de gaz à traiter comprenant du méthanol GM’’, qui est de préférence mélangé avec ledit premier phase de gaz à traiter comprenant du méthanol GM’ issu de l’étape (c). De préférence, la première étape de contactage (c ), et éventuellement la deuxième étape de contactage (g) quand elle est prévue, est mise en œuvre dans au moins une colonne de contactage de type stripeur, ou par pervaporation à travers une membrane sélective vis-à-vis du méthanol. Selon un mode préféré de réalisation de l’étape ( f), tout ou partie de la troisième phase liquide aqueuse A3 provient d’au moins une autre étape du procédé de dégazolinage. De cette manière, on limite la quantité d’eau nécessaire/consommée dans les étapes de lavage du procédé. Cette troisième phase liquide aqueuse A3 comprend de préférence tout ou partie de la deuxième phase liquide aqueuse A2 comprenant du méthanol et qui est appauvrie en méthanol obtenue à l’étape (c ) et/ou tout ou partie de la cinquième phase aqueuse A5 appauvrie en méthanol obtenue à l’étape (g). De cette manière, le procédé selon l’invention est opéré en boucle fermée en ce qui concerne l’eau. Avantageusement, la phase gazeuse G2 riche en C1-C4 comprenant du méthanol issue de l’étape (e) et/ou, éventuellement, la deuxième phase gazeuse G3 riche en C1-C4 avec une teneur en méthanol réduite issue de l’étape (f) peut être valorisée directement, soit en tant que gaz combustible basse pression, soit en tant que gaz combustible haute pression après compression, seule ou après mélange avec un autre gaz, pour être mélangée au gaz d’export (qui peut notamment comprendre le gaz G1, après compression le cas échéant. Elle peut également être recyclée en amont de l’installation de traitement de gaz avec le gaz humide. De façon connue, le gaz humide, est un fluide brut provenant de puits pétroliers, généralement triphasique, qui arrive en entrée de l’usine de traitement de gaz : le gaz G traité selon l’invention est généralement la partie gazeuse de ce fluide, qui a pu au préalable subir un prétraitement comme une dé-acidification avant d’être traité selon l’invention). Cette phase gazeuse G2 riche en C1-C4 comprenant du méthanol issue de l’étape (e) peut aussi être recyclée dans le procédé de l’invention, en amont et/ou en aval de l’étape (c ) de contactage d’une partie du gaz G à traiter. Dans une première variante, le procédé selon l’invention comprend l’étape additionnelle suivante : (h) une étape de séparation de la première phase liquide H1 d’hydrocarbure(s) issue de l’étape (b), de préférence mise en œuvre dans un ballon séparateur, pour produire - une deuxième phase liquide H2 hydrocarbure(s) comprenant du méthanol, qui est de préférence envoyée à l’étape (e ) de stabilisation et - une troisième phase gazeuse G4 comprenant des C1-C4 et du méthanol. On comprend dans cette étape, que, comme cela est connu de l’homme du métier, la phase liquide H1 peut effectivement être séparée en une phase liquide H2 et une phase gazeuse G4, moyennant, notamment, une modification de pression et/ou de température du type réchauffage, détente si bien que la phase liquide H1 peut être assimilée à un fluide diphasique lorsqu’elle est effectivement séparée dans un dispositif du type ballon séparateur. De préférence, cette troisième phase gazeuse G4 comprenant des C1-C4 et du méthanol est envoyée à l’étape de lavage (f) de lavage à l’eau, en mélange avec la phase gazeuse G2 riche en C1-C4 comprenant du méthanol issue de l’étape (e ) de stabilisation. Cette étape (h) permet de réduire la taille de la colonne de stabilisation utilisée à l’étape (e ) de stabilisation, car la quantité de gaz contenue dans la charge de cette colonne est réduite. De préférence, le procédé selon l’invention comprend l’étape additionnelle suivante après l’étape (h) : (i) une étape de lavage à l’eau de la deuxième phase liquide H2 d’hydrocarbure(s) comprenant du méthanol à l'aide d'une sixième phase aqueuse A6, notamment mise en œuvre par contactage gaz-liquide, produisant - une troisième phase liquide H3 hydrocarbure(s) appauvrie en méthanol par comparaison avec la deuxième phase liquide H2 hydrocarbure(s), et - une septième phase aqueuse A7 enrichie en méthanol par comparaison avec la sixième phase aqueuse A6. Avantageusement, la sixième phase aqueuse A6 comprend tout ou partie de la deuxième phase aqueuse A2 issue de l’étape (c ) de contactage et/ou tout ou partie de la quatrième phase aqueuse A4 comprenant du méthanol issue de l’étape (f) de lavage à l’eau. Cette étape (i) optionnelle permet de réduire la quantité de méthanol dans la troisième phase liquide H3 d’hydrocarbure(s), qui est envoyée ensuite à l’étape de stabilisation (e) après cette étape (i). A noter qu’alternativement, cependant, la troisième phase liquide H3 d’hydrocarbure(s) peut être directement envoyée à l’étape (e ) de stabilisation sans passer par cette étape (i) optionnelle. Dans une deuxième variante, le procédé selon l’invention comprend les étapes additionnelles suivantes: (j) une étape de mélange de la première phase liquide H1 d’hydrocarbure(s) comprenant du méthanol issue de l’étape (b) avec une huitième phase aqueuse A8, qui comprend de préférence tout ou partie de la deuxième phase aqueuse A2 issue de l’étape (c) et/ ou tout ou partie de la quatrième phase aqueuse A4 comprenant du méthanol issue de l’étape (f). (h’) une étape de séparation du mélange issu de l’étape ( j), notamment mise en œuvre dans un ballon séparateur triphasique, pour produire : - une quatrième phase H4 liquide d’hydrocarbure(s) comprenant du méthanol qui est envoyé à l’étape (e ) de stabilisation ; - une quatrième phase gazeuse G5 comprenant des C1-C4 et du méthanol ; - et une neuvième phase aqueuse A9 enrichie en méthanol par rapport à la huitième phase aqueuse A8. Cette variante permet de diminuer la quantité de méthanol à la fois dans la quatrième phase liquide H4 d’hydrocarbure comprenant du méthanol qui est envoyé à l’étape ( e) de stabilisation et dans la quatrième phase gazeuse G5 comprenant des C1-C4 et du méthanol. En effet, la teneur en méthanol de la quatrième phase gazeuse G5 comprenant des C1-C4 et du méthanol est plus faible que celle de la troisième phase gazeuse G4 comprenant des C1-C4 et du méthanol obtenu à l’étape (h). Cette diminution de teneur en méthanol peut aller jusqu’à 30% de moins de méthanol (exprimée en poids de méthanol). De préférence, la quatrième phase gazeuse G5 comprenant des C1-C4 et du méthanol est envoyée à l’étape (f) de lavage à l’eau, en mélange avec la phase gazeuse G2 riche en C1-C4 comprenant du méthanol issue de l’étape (e) de stabilisation. Dans les variantes comprenant les étapes h) et i) ou les étapes j) et h’), le procédé peut comprend l’étape additionnelle suivante : (k) une étape de contactage d’une partie du gaz G à traiter avec la septième A7 et/ ou la neuvième phase aqueuse A9, notamment mise en œuvre dans au moins un stripeur, pour produire : - une dixième A10 et/ ou une onzième phase aqueuse A11 appauvrie en méthanol, par comparaison avec la septième A7 et/ou la neuvième A9 phase aqueuse, et - un deuxième phase de gaz G’ à traiter comprenant du méthanol. Cette étape est combinable avec les autres étapes de contactage du procédé, les étapes (c) et (g) notamment. On comprend par « combinable », notamment, que l’on peut par exemple mélanger au moins deux phases aqueuses enrichies en méthanol pour les traiter dans un stripeur unique. On peut aussi introduire au moins deux phases aqueuses séparément, à des niveaux différents, dans un seul stripeur, ou encore utiliser plusieurs stripeurs, chacun étant alimenté par une ou plusieurs phases aqueuses. Dans les deux variantes décrites plus haut, de préférence, la troisième phase liquide aqueuse A3 utilisée dans l’étape (f) de lavage est composée pour partie ou en totalité de la deuxième phase aqueuse A2 appauvrie en méthanol et/ou de la dixième phase aqueuse A10 appauvrie en méthanol et/ ou de la onzième phase aqueuse A11 appauvrie en méthanol. De cette manière, le procédé selon l’invention est opéré en boucle fermée vis-à-vis de l’eau. De préférence, le gaz naturel à traiter dans le procédé selon l’invention est choisi parmi un gaz naturel, un gaz de raffinerie ou tout autre gaz contenant une coupe C1 à C4 et des composés C5+. Liste des figures La figure 1 illustre la mise en œuvre du procédé selon un premier mode de réalisation de l’invention. La figure 2 illustre la mise en œuvre du procédé selon un deuxième mode de réalisation de l’invention variante du procédé selon l’invention. La figure 3 illustre la mise en œuvre du procédé selon une troisième variante du procédé selon l’invention. La figure 4 illustre la mise en œuvre du procédé selon une quatrième version de l’invention. L’ensemble des figures est schématique. Les mêmes références gardent la même signification d’une figure à l’autre. Définitions et conventions Dans le présent texte, , les termes « enrichi(e) » et « appauvri(e) » en un ou plusieurs composés dans un effluent/flux sortant à une étape doivent s’entendre relativement à la concentration en ledit ou lesdits composés dans un effluent/flux entrant. Ainsi un flux sortant appauvri en méthanol signifie que le flux sortant a une concentration en méthanol plus faible que la concentration en méthanol du flux entrant. De la même manière un flux sortant enrichi en méthanol contient une concentration en méthanol plus élevée que la concentration du méthanol du flux entrant. Dans le présent texte, et de manière plus spécifique en ce qui concerne la ou les phases aqueuses « appauvries en méthanol », on comprend le terme « appauvri (e ) » comme signifiant que la phase aqueuse en question a une teneur en méthanol exprimée en pourcentage en poids qui est réduite d’au moins 50%, notamment d’au moins 80% par rapport à la phase aqueuse dont elle est issue. Dans le présent texte, on comprend par « phase aqueuse enrichie en méthanol » le fait que la phase en question présente une teneur en méthanol, exprimée en pourcentage en poids, qui est augmentée d’au moins 30% par rapport à la phase aqueuse dont elle est issue, notamment d’au moins 50%. La phase aqueuse peut subir une série d’enrichissements successifs en méthanol, notamment une succession de lavages, de préférence à l’eau, par exemple selon l’étape (f), ou par exemple selon l’étape (i) ou (j) puis l’étape (f), ou par exemple, selon l’étape (m) suivie de l’étape (f). L’homme du métier saura alors ajuster le niveau d’enrichissement en méthanol de la phase aqueuse considérée après chacun de ces lavages successifs pour arriver à un taux de récupération élevé de méthanol final d’au moins 85%, de préférence d’au moins 90% et même d’au moins 95% du méthanol en poids. Dans le présent texte, on comprend par « phase gazeuse riche en C 1 -C 4 » une phase comprenant au moins 70% en moles de C1-C4, notamment au moins 80 % en moles et même au moins 90% en moles de C1-C4. Dans le présent texte, on entend par « la fraction GPL » une fraction comprenant essentiellement les composés hydrocarbures propane (C3) et butanes (C4). Dans le présent texte, on entend par « condensat stabilisé » une coupe liquide stable à pression et température ambiantes, majoritairement composée de C5+ et d’un peu de butane. Dans le présent texte, on entend par phase « riche en C1-C4 », une phase présentant une teneur en composés C1-C4, c’est-à-dire comprenant des composés ayant de 1 à 4 atomes de carbones, supérieure ou égale à 85% en molaire ou en volume, de préférence supérieure ou égale à 95% en molaire ou en volume. Dans le présent texte, on utilise indifféremment le terme de « phase » ou le terme de « flux » pour désigner un fluide liquide ou gazeux. Dans le présent texte, le terme « phase aqueuse » ou « flux aqueux » désigne de l’eau sous forme liquide, éventuellement chargée (d’impuretés) quand l’eau sert au lavage d’un autre fluide. La description et les exemples suivants concernent le traitement de gaz naturel. Etape (a) de dégazolinage par réfrigération du gaz naturel : Le procédé selon l’invention comprend une étape (a) de dégazolinage par réfrigération du gaz naturel à traiter issu de l’étape (d), mise en œuvre dans une section de réfrigération, produisant un fluide partiellement condensé. Avantageusement, cette étape est mise en œuvre dans des conditions de pression et température évitant la formation de glace ou d’hydrate. Ces conditions permettent également de condenser les hydrocarbures comprenant de 1 à 5 carbones et plus, et notamment une majorité des composés à 5 carbones et plus, notés « C5+ », contenus dans le gaz naturel à traiter. De préférence, cette étape est en mise en œuvre dans une section de réfrigération opérant à une température comprise entre - 60°C et 0°C et à une pression comprise entre 1,2 MPa et 6,0 MPa, produisant un fluide partiellement condensé. De préférence, les conditions de pression et de température de l’étape de dégazolinage par réfrigération du gaz naturel à traiter sont choisies pour que les composés à 4 carbones ou plus contenus dans le gaz naturel à traiter condensent dans la zone froide. Etape (b) de séparation dudit fluide partiellement condensé : Le procédé selon l’invention comprend une étape (b) de séparation dudit fluide partiellement condensé mise en œuvre dans un séparateur triphasique, produisant une phase aqueuse constituée par une première phase aqueuse comprenant du méthanol, une phase hydrocarbure constituée par une première phase hydrocarbure liquide et une phase gazeuse constituée par un gaz naturel traité. Avantageusement, cette étape est mise en œuvre dans des conditions de pression et température évitant la formation de glace ou d’hydrate. Avantageusement, cette étape est mise en œuvre dans des conditions de pression et températures dans les mêmes gammes que celles de l’étape de dégazolinage. Typiquement, le gaz naturel traité a une teneur en méthanol de l’ordre de 50 à 300 ppm en volume. Typiquement, la première phase aqueuse comprenant du méthanol contient entre 20% et 85% de méthanol en poids. Etape (c ) de premier contactage d’une partie du gaz naturel à traiter avec la première phase aqueuse comprenant du méthanol Le procédé selon l’invention comprend une étape (c ) de premier contactage d’une partie du gaz naturel à traiter avec la première phase aqueuse comprenant du méthanol, mise en œuvre dans au moins un stripeur, produisant une deuxième phase aqueux comprenant du méthanol appauvri en méthanol par rapport à la première phase aqueuse et une première phase de gaz naturel à traiter comprenant du méthanol. Avantageusement, la partie du gaz naturel à traiter envoyée à l’étape (c ) est de l’ordre de 30% à 70% en poids de la quantité totale de gaz naturel à traiter. L'homme du métier peut choisir les conditions optimales (pression, température, nombre d’étages théoriques, ratio, débits) lors de cette étape pour que le méthanol contenu dans la première phase aqueuse comprenant du méthanol soit transférée dans le gaz naturel à traiter. Ledit stripeur comprend avantageusement du garnissage. L'homme du métier peut choisir les conditions optimales lors de cette étape pour obtenir une deuxième phase aqueuse avec une teneur en méthanol inférieure ou égale à 1% en poids, préférentiellement inférieure ou égale à 2000 ppm en poids, plus préférentiellement inférieure ou égale à 500 ppm en poids. La température lors de la première étape de contactage ( c) est avantageusement comprise entre 15 et 60°C, de préférence entre 35 et 55°C, de manière plus préférée entre 35 et 45°C et la pression est avantageusement comprise entre 1 et 10 MPa. Cette étape est préférentiellement mise en œuvre dans une colonne de lavage gaz-liquide avec un nombre d’étages théoriques inférieur ou égal à sept étages théoriques, préférentiellement compris entre quatre à six étages théoriques. Etape (d) de mélange de la phase de gaz naturel à traiter comprenant du méthanol avec le reste du gaz naturel à traiter et ajustement de la teneur du mélange en méthanol Le procédé selon l’invention comprend une étape (d) de mélange de la première phase de gaz naturel à traiter comprenant du méthanol avec le reste du gaz naturel à traiter, suivi ou précédé ou intégrant un ajustement de la teneur du mélange en méthanol. Le procédé selon l’invention permet de produire un gaz naturel à traiter comprenant du méthanol envoyé à l’étape (a) de dégazolinage. L’absence de formation de glace et d’hydrates dans le procédé de dégazolinage est assurée par la présence de méthanol en quantité suffisante. La grande majorité de ce méthanol est déjà présente dans le gaz naturel à traiter issu de l’étape (c ), mais un appoint éventuel permet de maintenir la teneur nécessaire en méthanol dans le système et compense les pertes. L’ajustement de la teneur du mélange en méthanol est réalisé avec une phase de méthanol, provenant préférentiellement d’un réservoir de stockage. Etape (e ) de stabilisation L’étape e de stabilisation de tout ou partie de la première phase d’hydrocarbure liquide comprenant du méthanol est mise en œuvre dans une colonne de stabilisation, et produit condensat stabilisé en fond et en tête une première coupe gazeuse riche en C1-C4 comprenant du méthanol. Ledit condensat stabilisé a une teneur résiduelle en méthanol inférieure ou égale à 20 ppm en poids, de préférence, inférieure ou égale à 10 ppm en poids. Comme vu plus haut, les conditions de pression et de température de l’étape (a) de dégazolinage par réfrigération du gaz naturel à traiter sont choisies pour que les composés à 4 carbones ou plus contenus dans le gaz naturel à traiter condensent dans la zone froide. Cela entraîne une teneur très réduite en méthanol résiduel dans le gaz naturel traité, et une teneur en méthanol non négligeable dans la phase aqueuse et la phase d’hydrocarbure liquide produits au cours de cette étape. L’étape (e ) de stabilisation traite tout ou partie dudit premier phase hydrocarbure liquide comprenant du méthanol. Ledit méthanol se concentre dans la première coupe/phase gazeuse constitué par les coupes C1 à C4 issue de l’étape de stabilisation ( e). La teneur en méthanol dans cette coupe est préférentiellement comprise entre 0,3% en moles et 3% en moles, et plus préférentiellement entre 0,5% et 2% en moles. Cette première coupe/phase gazeuse riche en C1-C4 comprenant du méthanol est généralement disponible à pression réduite, et peut avoir diverses destinations, notamment : 1) être envoyée en tant que gaz combustible basse pression ; 2) être comprimée, seule ou après mélange avec un autre gaz, pour être : 2a) mélangée au gaz naturel traité ; 2b) recyclée en amont de l’unité de traitement de gaz avec le gaz humide (défini plus haut) à traiter; 2c) recyclée en amont de l’étape de stripage en mélange avec une partie du gaz naturel à traiter; 2d) recyclée en aval de l’étape de contactage par stripage (c ) en mélange avec le gaz naturel à traiter. Pour les options 1, 2a et 2b, le méthanol présent dans ladite première coupe gazeuse riche en C1- C4 issue de l’étape de stabilisation (e ) est perdu, et doit être compensé par de l’appoint. Pour l’option 2c, la forte teneur en méthanol présent dans le gaz de stabilisation vient contaminer le gaz naturel à traiter qui alimente l’étape de stripage, initialement exempt de méthanol, et dégrader les performances de l’étape de contactage. Pour l’option 2d, le méthanol contenu dans la première coupe gazeuse issue de l’étape de stabilisation est en grande partie recyclé naturellement dans le procédé froid de manière très efficace. Néanmoins, une partie du méthanol sera tout de même perdu ou non-directement disponible dans le gaz recyclé lors de l’étape de compression qui inclut un refroidissement. Etape (f ) de lavage à l’eau de ladite première coupe gazeuse riche en C1-C4 comprenant du méthanol issue de l’étape de stabilisation Pour réduire le méthanol perdu dans la coupe gazeuse riche en C1-C4, le procédé selon l’invention comprend, de préférence, les étapes additionnelles (f) de lavage à l’eau de ladite coupe gazeuse riche en C1-C4 et (g) de deuxième étape de contactage d’une partie du gaz naturel à traiter. L’étape (f) de lavage à l’eau de ladite première coupe gazeuse riche en C1-C4 comprenant du méthanol issue de l’étape de stabilisation est optionnelle. Elle est, de préférence, mise en œuvre par contactage gaz-liquide à l'aide d'une troisième phase aqueuse, produisant une deuxième coupe gazeuse riche en C1-C4 avec une teneur en méthanol réduite et une quatrième phase aqueuse enrichie en méthanol, par comparaison avec la troisième phase aqueuse. Cette étape permet d’extraire le méthanol de ladite première coupe gazeuse riche en C1-C4. Typiquement, la première coupe gazeuse riche en C1-C4 comprenant du méthanol issue de l’étape de stabilisation a une teneur en méthanol de l’ordre de 3000 ppm volume à 20 000 ppm volume suivant la teneur en GPL de ladite coupe. Selon un mode de réalisation préféré de l’étape (f), la troisième phase aqueuse de lavage a une teneur en méthanol réduite. Il peut s’agir en totalité ou en partie d’un ou plusieurs des phases aqueuses appauvries en méthanol issue(s) de la ou les étapes de contactage. Typiquement, la teneur en méthanol de la troisième phase aqueux est préférentiellement inférieure ou égale 1% en poids, plus préférentiellement inférieure ou égale à 2000 ppm en poids, encore plus préférentiellement inférieure ou égale à 500 ppm en poids. Dans cette étape, le choix des conditions opératoires, en particulier la température et le débit de la troisième phase aqueuse, a un impact sur la teneur en méthanol de la deuxième coupe gazeuse riche en C1-C4. L'homme du métier peut choisir les conditions optimales lors de cette étape pour obtenir une teneur en méthanol dans la deuxième coupe gazeuse riche en C1-C4 inférieure à 500 ppm en volume, préférentiellement inférieure à 300 ppm en volume, plus préférentiellement inférieure à 100 ppm en volume. La quatrième phase aqueuse a une teneur en méthanol typiquement supérieure ou égale 2 % en poids, plus préférentiellement supérieure ou égale à 5% en poids. La température lors de l’étape de lavage (f) est avantageusement comprise entre 5 et 60°C, de préférence entre 15 et 50°C, de manière plus préférée entre 20 et 40°C et la pression est avantageusement comprise entre 0,1 et 2,0 MPa, préférentiellement entre 0,3 MPa et 1,5 MPa. Le ratio entre le débit massique de la troisième phase aqueuse et le débit massique de méthanol présent dans la première phase d’hydrocarbure comprenant du méthanol est avantageusement comprise entre 3 et 20, de préférence entre 5 et 15. A l’issue de l’étape (f), la deuxième coupe gazeuse riche en C1-C4 est susceptible d’avoir plusieurs destinations. Elle peut notamment : - être utilisée en tant que gaz de combustible ; - être comprimée, seule ou après mélange avec un autre gaz, pour être ensuite : - envoyée à la sortie de l’étape c), ou éventuellement après l’étape d), pour être mélangée avec le gaz naturel à traiter comprenant du méthanol, à la sortie du ou des stripeurs ; - envoyée en mélange avec le gaz naturel traité ; - envoyée dans une unité pouvant recevoir un gaz d’alimentation humide ou avec de l’eau libre. Ainsi l’étape (f) permet d’exporter un gaz à teneur réduite en méthanol ce qui permet de mieux le valoriser, et également de réduire la perte en méthanol du procédé. On comprend ici par « à teneur réduite » en méthanol un gaz qui en contient au maximum 300 ppm en volume. Selon un premier mode de réalisation, l’étape (f) de lavage à l’eau est mise en œuvre dans une colonne de lavage gaz-liquide. Dans ce mode de réalisation, la colonne de lavage gaz-liquide a un nombre d’étages théoriques inférieur ou égal à cinq étages théoriques, préférentiellement compris entre deux à quatre étages théoriques. De préférence dans ce mode, la colonne de lavage gaz-liquide peut être mise en œuvre avec une colonne d’absorption gaz-liquide, ce qui permet d’obtenir un lavage efficace avec un nombre d’étages théoriques faible. Selon un deuxième mode de réalisation alternatif du procédé selon l’invention, l’étape (f) de lavage à l’eau est mise en œuvre à l’aide d’au moins un mélangeur suivi d’un séparateur, ou encore une succession de mélangeur(s)-décanteur(s). Le mélangeur permet de mettre en contact tout ou partie de la première coupe gazeuse riche en C1-C4 comprenant du méthanol avec tout ou partie de la troisième phase aqueuse. Le séparateur permet de séparer la phase mélangée, pour produire une deuxième coupe gazeuse riche en C1-C4 appauvrie en méthanol par rapport à la première et une quatrième phase aqueuse enrichie en méthanol, par comparaison avec la troisième phase aqueuse. De préférence dans ce mode de réalisation, le mélangeur est de type mixeur statique. De préférence dans ce mode de réalisation, le séparateur est un équipement commun celui utilisé dans une autre étape du procédé, par exemple, un ballon d’aspiration (« knock-out drum » selon la terminologie anglo-saxonne) d’un compresseur utilisé pour comprimer la coupe gazeuse riche en C1-C4 ou le ballon de reflux de la colonne de stabilisation. Etape (g ) : deuxième étape de contactage d’une partie du gaz naturel à traiter avec la quatrième phase aqueuse La deuxième étape de contactage (g) d’une partie du gaz naturel à traiter avec la quatrième phase aqueuse est mise en œuvre dans au moins un stripeur produisant une cinquième phase aqueuse appauvrie en méthanol par comparaison avec la quatrième phase aqueuse, et une deuxième phase de gaz naturel à traiter comprenant du méthanol, qui est, de préférence, mélangée avec la première phase de gaz naturel à traiter comprenant du méthanol issu de l’étape (c) et ultérieurement envoyée à l’étape de dégazolinage. La cinquième phase aqueuse peut être utilisée à l’étape (f) ou dans les autres étapes de lavage. L’étape (g) de contactage permet la récupération du méthanol de la quatrième phase aqueuse. Elle permet de recycler le méthanol extrait de la première coupe gazeuse riche en C1-C4 directement dans le gaz naturel à traiter, et de réduire la consommation de méthanol. Cette deuxième étape de contactage (g) peut être mise en œuvre de manière combinée avec la première étape de contactage (c). En effet, il est possible d’opérer ces deux étapes dans un stripeur unique, ou dans deux stripeurs, dans lequel/lesquels une partie du gaz naturel à traiter est mise en contact successivement avec la première phase aqueuse et la quatrième phase aqueuse, dans n’importe quel ordre. L'homme du métier peut choisir les conditions optimales lors de cette étape pour obtenir une cinquième phase aqueuse avec une teneur en méthanol inférieure ou égale à 1% en poids, préférentiellement inférieure ou égale à 2000 ppm en poids, plus préférentiellement inférieure ou égale à 500 ppm en poids. L’étape (g) peut avantageusement être mise en œuvre de manière similaire et dans les mêmes conditions que l’étape de contactage (c ). Avantageusement, la partie du gaz naturel à traiter envoyé à l’étape (g) est de l’ordre de 30% à 70% en poids de la quantité totale de gaz naturel à traiter. Etage (h) de séparation Le procédé selon l’invention comprend avantageusement une étape additionnelle (h) de séparation de la première phase d’hydrocarbure liquide comprenant du méthanol issue de l’étape (b), mise en œuvre, de préférence, dans un ballon séparateur, pour produire une phase hydrocarbure constituée par une deuxième phase d’hydrocarbure liquide comprenant du méthanol et une phase gazeuse constituée par une troisième phase gazeuse comprenant des C1-C4 et du méthanol. La deuxième phase d’hydrocarbure liquide comprenant du méthanol est envoyée à l’étape (e ) de stabilisation directement, ou après une étape optionnelle (i) de lavage à l’eau. L’étape (h) permet de réduire la taille de la colonne de stabilisation. La température lors de cette étape est avantageusement comprise entre 5 et 25°C, de préférence entre 10 et 20°C et la pression est avantageusement comprise entre 0,5 et 2,5 MPa, préférentiellement entre 1,0 MPa et 2,0 MPa. Ceci permet de diminuer la teneur en C1-C3 dans la deuxième phase d’hydrocarbure liquide et de diminuer la taille de la colonne de stabilisation. Cette étape de séparation peut également être mise en œuvre dans une colonne de type dé-méthaniseur ou dé-ethaniseur, ou dans une succession de ballons séparateurs. Etape (i) de lavage à l’eau Lorsque le procédé selon l’invention comprend une étape (h), la deuxième phase d’hydrocarbure liquide produite dans cette étape est avantageusement soumise à une étape (i) de lavage à l’eau à l'aide d'une sixième phase aqueuse. L’étape de lavage (i) à l’eau est mise en œuvre de préférence dans une colonne de contactage liquide-liquide à contre-courant, à l'aide d'une sixième phase aqueuse comprenant tout ou partie de la deuxième phase aqueuse comprenant du méthanol ou tout ou partie de la quatrième phase aqueuse comprenant du méthanol issue de l’étape (f). Cette étape de lavage (i) produit une troisième phase d’hydrocarbure liquide appauvrie en méthanol par rapport à la deuxième phase d’hydrocarbure liquide et une septième phase aqueuse enrichie en méthanol par rapport à la sixième phase aqueuse. Cette variante permet de réduire la teneur en méthanol dans la phase alimentant la colonne de stabilisation. La récupération du méthanol contenu dans la fraction d’hydrocarbure liquide peut être réalisée par d'autres techniques que le lavage à l'eau, par exemple par pervaporation à travers une membrane sélective pour le méthanol. La récupération du méthanol peut également être réalisée par adsorption du méthanol sur un adsorbant adapté. Selon cette configuration, deux lits d'adsorbant fonctionnent simultanément, le premier en adsorption du méthanol par contact avec la fraction d’hydrocarbure liquide qui y circule, le second en régénération. La régénération est obtenue par le balayage du lit saturé par un gaz de régénération qui assure l’adsorption du méthanol. Etage (j) : deuxième étape de lavage de la première phase hydrocarbure comprenant du méthanol Dans une deuxième variante du procédé de l’invention, en alternative aux étapes (h) et (i), le procédé selon l’invention comprend avantageusement une étape (j) de mélange de la première phase d’hydrocarbure liquide comprenant du méthanol issu de l’étape (c ) avec une huitième phase aqueuse. La huitième phase aqueuse comprend préférentiellement tout ou partie de la deuxième phase aqueuse, ou tout ou partie de la quatrième phase aqueuse comprenant du méthanol issue de l’étape (f). Cette étape permet de transférer une partie du méthanol contenu dans ladite première phase hydrocarbure comprenant du méthanol dans la cinquième phase aqueuse. Dans ce cas, l’étape (j) est avantageusement suivie d’une étape (h’) de séparation en lieu et place de l’étape (h). Le ratio entre le débit massique entre la huitième phase aqueuse et le débit massique de méthanol présent dans la première phase d’hydrocarbure liquide est avantageusement compris entre 3 et 20, de préférence entre 5 et 15. Avantageusement, le mélange est mis en œuvre à l’aide d’un dispositif mélangeur de type mixeur statique ou buse de pulvérisation (« spray nozzle » selon la terminologie anglo-saxonne), ou tout autre dispositif améliorant la qualité du mélange entre les deux phases. Avantageusement, cette étape est mise en œuvre dans des conditions de pression et température adéquates évitant la formation de glace ou d’hydrate. Etage (h’) de séparation du mélange issu de l’étape (j) : Lorsque le procédé selon l’invention comprend une étape (j), l’étape de séparation (h’) qui suit est légèrement différente de l’étape (h). Dans ce cas, l’étape (h’) de séparation est une séparation triphasique du mélange issu de l’étape (j), est mise en œuvre de préférence, dans un ballon séparateur triphasique, pour produire : - une quatrième phase d’hydrocarbure liquide comprenant du méthanol qui est envoyée à l’étape (e ) de stabilisation, - une phase gazeuse constituée par une quatrième phase gazeuse comprenant des C1-C4 et du méthanol, - et une phase aqueuse constituée par une neuvième phase aqueuse enrichie en méthanol par rapport à la huitième phase aqueuse. La neuvième phase aqueuse peut être envoyée à la deuxième étape de contactage (g). Cette variante permet de produire une quatrième phase gazeuse comprenant une teneur en méthanol réduite. Typiquement, la phase gazeuse comprenant des C1-C4 produite à l’étape (h’) a une teneur en méthanol typiquement comprise entre 500 et 6000 ppm en volume. Ces étapes permettent de réduire la quantité d’eau de lavage nécessaire lors de l’étape (f) de lavage ultérieure. De préférence, dans la variante du procédé comprenant les étapes (i) et (h’), la quatrième phase gazeuse comprenant des C1-C4 et du méthanol est envoyée à l’étape (f) de lavage à l’eau en mélange avec ladite première coupe gazeuse comprenant des C1-C4 issue de l’étape de stabilisation. Avantageusement, cette étape est mise en œuvre dans des conditions de pression et température à des conditions de pression et de température adéquates évitant la formation de glace ou d’hydrate. La température lors de cette étape est avantageusement comprise entre 5 et 25°C, de préférence entre 10 et 20°C et la pression est avantageusement comprise entre 0,5 et 2,5 MPa, préférentiellement entre 1,0 MPa et 2,0 MPa. Ceci permet d’éviter la formation de glace ou d’hydrate. Etape (k) : troisième étape de contactage d’une partie du gaz naturel à traiter Dans les variantes du procédé comprenant les étapes (h) et (i) ou les étapes (j) et (h’), le procédé peut comprendre une étape (k) de contactage d’une partie du gaz naturel à traiter avec la septième phase aqueuse ou la neuvième phase aqueuse comprenant du méthanol, mise en œuvre dans au moins un stripeur, pour produire une dixième et/ ou une onzième phase aqueuse appauvrie en méthanol, par rapport à la septième et/ou la neuvième phase aqueuse et une deuxième phase de gaz naturel à traiter comprenant du méthanol. Cette étape est combinable avec les autres étapes de contactage, (c) et (g) notamment. En effet, En effet, on peut par exemple mélanger au moins deux phases aqueuses enrichies en méthanol pour les traiter dans un stripeur unique. On peut aussi introduire au moins deux phases aqueuses séparément, à des niveaux différents, dans un seul stripeur, ou encore utiliser plusieurs stripeurs, chacun étant alimenté par une ou plusieurs phases aqueuses. Dans ces deux variantes, la deuxième phase aqueuse pauvre en méthanol utilisée dans l’étape (f) de lavage est, de préférence, composée pour partie ou en totalité de la sixième et ou septième phase aqueuse pauvre en méthanol. De cette manière, le procédé selon l’invention est opéré en boucle fermée. L’étape (k) est mise en œuvre de manière similaire et dans les mêmes conditions que la deuxième étape de contactage (g). Dans les deux variantes, ladite troisième phase aqueuse pauvre en méthanol utilisée dans l’étape (f) de lavage est, de préférence, composée pour partie ou en totalité de la deuxième phase aqueuse appauvrie en méthanol et/ou de la dixième phase aqueuse appauvrie en méthanol et/ ou de la onzième phase aqueuse appauvrie en méthanol. De cette manière, le procédé selon l’invention est opéré en boucle fermée. Etape (m) de lavage intégrée avec l’étape de stabilisation (e) Dans une autre mise en œuvre préférée du procédé selon l’invention, l’étape (f ) de lavage à l’eau peut être remplacée par, ou combinée avec, une étape (m) de lavage de la fraction vapeur issue directement de la tête de la colonne de stabilisation. L’étape (m) de lavage est mise en œuvre, par exemple, en mélangeant la fraction vapeur issue de la tête de la colonne de stabilisation, avant ou après refroidissement de cette fraction, avec une douzième phase aqueuse pour produire une treizième phase aqueuse enrichi en méthanol, par rapport à la douzième phase aqueuse, et une fraction vapeur riche en C1-C4 avec une teneur réduite en méthanol. L’étape (m) de lavage est intégrée à l’étape de stabilisation (e). Ceci permet de réduire la quantité de méthanol contenue dans ladite fraction vapeur riche en C1-C4 issue de la tête de la colonne de stabilisation. Dans ce cas, le ballon de reflux de la colonne de stabilisation est un ballon séparateur triphasique, permettant de recueillir et d’évacuer la phase aqueuse comprenant du méthanol. La douzième phase aqueuse comprend préférentiellement tout ou partie de la quatrième phase aqueuse issue de l’étape (f). De cette manière, le procédé selon l’invention est opéré en boucle fermée. Avantageusement, le mélange est mis en œuvre à l’aide d’un dispositif mélangeur de type mixeur statique, ou d’une buse de dispersion ou de tout autre dispositif améliorant la qualité du mélange entre une phase gazeuse et une phase liquide. Avantageusement, cette étape est mise en œuvre dans des conditions de pression et température à des conditions de pression et de température adéquates évitant la formation de glace ou d’hydrate. Différents autres agencements peuvent être adoptés sans sortir du cadre de la présente invention. Description des figures La figure 1 illustre la mise en œuvre du procédé selon un premier mode de réalisation de l’invention. Le gaz naturel à traiter 22 arrive par le conduit 01. Le flux est divisé en deux fractions 02 et 03. La fraction de gaz naturel à traiter 02 est soumise à une étape de contactage mise en œuvre dans une colonne 10 comprenant au moins une zone de contact, dans laquelle la fraction 02 est mise en contact avec une phase aqueuse chargée en méthanol 23 issue de l'étape de dégazolinage 20 décrite ultérieurement. Au cours de cette étape de contactage, le gaz à traiter 02 se charge en méthanol. La phase aqueuse débarrassée de la majeure partie du méthanol qu'elle contenait est évacuée par le flux 13 et est préférentiellement recyclée dans le procédé, par exemple, dans l’étape de lavage 40 décrite ultérieurement. A l’issue de l’étape de contactage 10, le flux de gaz à traiter comprenant du méthanol 12 est mélangé avec le flux de gaz à traiter 03. Puis, la teneur en méthanol du flux obtenu est ajustée via le flux 24 et ce flux est envoyé dans l’étape de dégazolinage 20. Au cours de cette étape, le flux de gaz à traiter comprenant du méthanol est refroidi typiquement dans une gamme de température de - 60°C à 0°C à une pression de 1,2 MPa à 6,0 MPa. Ce refroidissement induit la condensation d'eau et d'une phase hydrocarbure liquide, comprenant des hydrocarbures, et notamment dans le cadre de l’invention les hydrocarbures à 5 atomes de carbones ou plus (C5+) contenus initialement dans le gaz à traiter. La réfrigération peut être assurée par une détente du gaz au travers d'une vanne ou au travers d'une turbine, par un cycle froid externe ou toute autre solution connue de l'homme de l'art. Le gaz et les phases liquides condensées sont séparés dans un séparateur triphasique (non représenté). Le gaz naturel traité est pauvre en hydrocarbures lourds et contient une quantité résiduelle de méthanol variant selon les conditions opératoires et la configuration de l’unité 20. Il est exporté hors de l’unité. La phase aqueuse comprenant du méthanol 23 est envoyée vers l’étape de contactage décrite précédemment. Le flux d’hydrocarbures liquide 21 contient une quantité de méthanol qui varie suivant les conditions opératoires et la configuration de l’unité 20. Le flux d’hydrocarbures liquide 21 est envoyé directement dans une étape de stabilisation mise en œuvre dans une colonne de stabilisation 30. Dans cette colonne, munie généralement d’une zone de rebouillage en fond et d’une zone de condensation en tête, les constituants les plus légers et comprenant l’essentiel des hydrocarbures de 1 à 4 carbones (notée C1-C4) sont séparés de la phase liquide 32, constituée essentiellement de C5+ avec une teneur en méthanol très faible. Cette phase liquide hydrocarbure 32 (condensats stabilisés) est généralement envoyée hors du procédé. La fraction gazeuse issue de l'étape de stabilisation 31 peut être utilisée par exemple comme fuel gaz, ou comprimée pour être recyclée en amont de l'étape de dégazolinage. Dans une variante préférée du procédé selon l’invention, la fraction gazeuse issue de l'étape de stabilisation 31 est envoyée à une étape f de lavage à l’eau mise en œuvre dans une colonne liquide-liquide 40 à l’aide d’un flux aqueux 41. Le flux aqueux 42 issu de la colonne de lavage 40 est enrichi en méthanol par comparaison avec le flux aqueux 41. Optionnellement, ce flux 41 vient du flux 14 provenant de la colonne 10. Ce flux 41est ensuite envoyé à l'étape de contactage 10 via la conduite 44 pour être régénéré en transférant le méthanol dans la fraction de gaz naturel à traiter 02. L’étage de lavage du flux 31 permet alors de produire un flux gazeux 43 riche en composés de 1 à 4 atomes de carbone mais appauvri en méthanol comparativement au flux 31. La figure 2 illustre la mise en œuvre du procédé selon un deuxième mode de réalisation de l’invention, dans lequel est mis en œuvre un séparateur supplémentaire par rapport au mode de réalisation de l’invention suivant la figure 1. A la différence du mode de réalisation de la figure 1, le flux d’hydrocarbures liquide 21 qui comprend du méthanol est envoyé dans une étape de séparation (h) mise en œuvre dans un ballon séparateur 50. Dans une première variante, le ballon séparateur 50 est un ballon diphasique. Ce ballon permet de séparer : - un flux gazeux 52 qui comprenant du méthanol et qui est mélangée par la suite avec la fraction gazeuse 31 issue de la colonne de stabilisation 30 ; - un deuxième flux d’hydrocarbure liquide 51, qui est envoyé ensuite dans l’étape de stabilisation mise en œuvre dans la colonne de stabilisation 30. Comme dans le mode de réalisation décrit dans la figure 1, le flux gazeux 54 issu du mélange de la fraction gazeuse issue l'étape de stabilisation 31 avec le flux gazeux 52 issu du séparateur 50 peut être utilisé par exemple comme fuel gaz, ou être comprimé pour être recyclé en amont de l'étape de dégazolinage. Dans une autre variante du procédé selon l’invention, le flux gazeux 54 est envoyé à une étape f de lavage à l’eau mise en œuvre dans une colonne liquide-liquide 40 à l’aide d’un flux aqueux 41. Cette étape de lavage du flux 54 permet alors de produire un flux 43 riche en composés de 1 à 4 atomes de carbone mais appauvri en méthanol comparativement au flux 54. Dans une variante, le flux d’eau 42 enrichi en méthanol par comparaison au flux aqueux 41, issu de la colonne de lavage 40, peut être envoyé directement à l'étape de contactage 10, pour être régénéré en transférant le méthanol dans la fraction de gaz naturel à traiter 02. Dans une variante alternative, le flux d’eau comprenant du méthanol 42 issue de la colonne de lavage 40 peut être mélangé avec le flux d’hydrocarbure liquide 21 issu du dégazolinage 20. Ce mélange s’effectue préférentiellement avec une buse d’injection ou un mixeur statique en ligne (non représentés). Le flux obtenu est envoyé au séparateur 50, qui est alors un séparateur triphasique. Dans cette variante, le ballon séparateur 50 permet de séparer : - une phase gazeuse 52, qui est mélangée par la suite avec la phase gazeuse 31 issue de la colonne de stabilisation 30. Ladite fraction gazeuse comprend une teneur résiduelle en méthanol ; - une phase aqueuse comprenant du méthanol 53 ; - une phase hydrocarbure liquide 51, qui est envoyée ensuite dans l’étape de stabilisation mise en œuvre dans la colonne de stabilisation 30. Dans cette variante, la teneur en méthanol de la phase aqueuse comprenant du méthanol est plus élevée que la teneur en méthanol du flux d’eau comprenant du méthanol 42 issue de la colonne de lavage 40 De préférence, ladite phase aqueuse comprenant du méthanol 53 est envoyée à l’étape de contactage, de manière à transférer le méthanol qu’elle contient dans le flux de gaz naturel à traiter 02. Ensuite, la phase aqueuse appauvrie en méthanol obtenue est soit purgée par la conduite 13, soit recyclée vers l’étape de lavage par la conduite 41. Avec cette variante, ce mode de réalisation permet de récupérer dans la phase aqueuse comprenant du méthanol 53 une quantité de méthanol supérieure à celle récupérée dans la phase aqueuse 44, il limite ainsi les pertes de méthanol dans le procédé. La figure 3 illustre la mise en œuvre du procédé selon un troisième mode de réalisation selon l’invention, selon lequel est mise en œuvre une étape de lavage supplémentaire dans le ballon de reflux 60 de la colonne de stabilisation par rapport au mode de réalisation de l’invention suivant la figure 2. Dans ce mode de réalisation, la colonne de stabilisation 30 comprend une zone de rebouillage (non représentée) et une zone de condensation, qui peut comprendre notamment un ballon de reflux 60. Ledit ballon de reflux reçoit la vapeur 61 issue de la colonne de stabilisation, après refroidissement dans un aérocondenseur ou dans un échangeur à eau de refroidissement. La vapeur 61 comprend du méthanol. Dans ce mode de réalisation, la vapeur 61 issue de la colonne de stabilisation reçoit un flux d’eau de lavage 66 préférentiellement après avoir été refroidi. La phase aqueuse est préférentiellement injectée à l’aide d’une buse de dispersion (non représentée). Dans ce mode de réalisation, ledit ballon de reflux permet de séparer : - un flux d’hydrocarbure 65, qui est renvoyé à la colonne de stabilisation comme reflux ;flux d’hydrocarbure 65, qui est renvoyé à la colonne de stabilisation comme reflux ; - un flux gazeux 31 riche en C1-C4 et comprenant du méthanol, qui est appauvri en méthanol par comparaison avec la vapeur 61 ; - un flux aqueux comprenant du méthanol 62 . Le flux aqueux comprenant du méthanol 62 peut être envoyé directement à l’étape de contactage 10 via la conduite 64, ou peut être mélangé avec le flux hydrocarboné 21 séparé à l’étape 50. Dans une variante de ce mode de réalisation, la fraction gazeuse 31 est mélangée au flux 52 issu de l’étape 50 pour former le flux 54 qui est envoyée à une étape f de lavage à l’eau mise en œuvre dans une colonne liquide-liquide 40 à l’aide d’un flux aqueux 41 dont la teneur en méthanol est faible. Cette étape de lavage du flux 54 permet alors de produire un flux 43 riche en composés de 1 à 4 atomes de carbone mais appauvri en méthanol comparativement au flux 54. Dans cette variante, le flux d’eau comprenant du méthanol 42 issue de la colonne de lavage 40 peut être utilisé ensuite comme eau de lavage à l’entrée du ballon de reflux par la conduite 66. Dans ce cas, la teneur en méthanol de la phase aqueuse comprenant du méthanol 62 est plus élevée que la teneur en méthanol du flux d’eau comprenant du méthanol 42 issue de la colonne de lavage 40. De même, la teneur en méthanol de la phase aqueuse comprenant du méthanol 53 est plus élevée que la teneur en méthanol du flux d’eau comprenant du méthanol 62. Ce mode de réalisation, notamment quand il met en œuvre une étape de lavage, et deux étapes de mélange et séparation, permet de récupérer dans la phase aqueuse comprenant du méthanol 53 une quantité de méthanol supérieure à celle récupérée dans le mode de réalisation de la figure 1. Cela permet de limiter les pertes de méthanol dans le procédé. La figure 4 illustre un procédé selon une quatrième variante du procédé selon l’invention: par rapport au procédé selon la figure 1, le flux d’hydrocarbures 21 issu de l’étape de dégazolinage 20 est séparé en un flux d’hydrocarbure vapeur 52 et un flux d’hydrocarbures liquides 51 dans un séparateur 50. Le flux d’hydrocarbures liquides 51 est mis en contact à contre-courant au travers d’une colonne 10 de lavage liquide-liquide 70 de l’eau de lavage provenant de l’étape de contactage pour produire une eau de lavage usée 71 contenant 9,4% poids de méthanol et des hydrocarbures liquides lavés 72. Les hydrocarbures liquides lavés 72 sont envoyés à une colonne de distillation 30 avec section de rebouillage et section de reflux pour produire des condensats stabilisés (flux 32) et un gaz de stabilisation 31 qui une fois mélangé aux hydrocarbures vapeurs 52 issus de la séparation du flux 21 forme le flux 54. Avec la configuration de la figure 4, on peut retirer efficacement le méthanol de la phase liquide hydrocarbure avant la stabilisation. EXEMPLES Dans tous les exemples, on considère un gaz naturel saturé en eau 01, d’un débit de 15 000 kmol/h (base sèche), dont la pression est 8,1 MPa, la température de 40 °C et dont la composition (flux principaux) est donnée dans le tableau 1 ci-dessous. Environ 65% du gaz à traiter via la conduite 02 alimente une étape de contactage dans une colonne de stripage 10 puis est mélangé à nouveau avec l’autre portion du gaz à traiter via la conduite 03 pour générer un flux. Ce flux reçoit un appoint en méthanol via le flux 24, puis alimente une étape de dégazolinage 20 comprenant une étape de séparation triphasique. L’étape de stripage produit une eau de purge 13 et une eau de lavage 14 contenant 400 ppm en poids de méthanol. Le débit du conduit 02 est légèrement ajusté selon les exemples pour satisfaire cette qualité d’eau. L’étape de dégasolinage suivie de l’étape de séparation permettent de condenser partiellement et de séparer le gaz à traiter à 4,4 MPa et -39,5°C, pour produire : - un flux 22 de gaz naturel traité de 14 344 kmol/h à 4,35 MPa et 34°C, - un flux 23 d’eau comprenant du méthanol de 1 140 kg/h contenant 75% poids de méthanol; - et un flux 21 d’hydrocarbures comprenant du méthanols de 661 kmol/h à l’état diphasique à 1,7MPa et 12,5°C avec une fraction de vapeur molaire 0,446. Référence du Flux 01 22 21 21 (fraction vapeur) 21 (fraction liquide) Débit molaire (kmol/h) 15 018 14 344 661 295 366 Fraction vapeur molaire 1,000 1,000 0,446 1,000 0,000 %mol C1-C4 96,55 97,55 76,94 94,48 62,81 %mol C5+ 0,93 0,06 19,84 0,88 35,11 %mol autres composés (N 2 , CO 2 ) 2,4 2,4 2,64 4,46 1,18 %mol méthanol 0,00 0,01 0,57 0,17 0,90 Débit massique méthanol (kg/h) 0,0 32,7 121,4 16,2 105,2 EXEMPLE 1 L’exemple 1 est mis en œuvre suivant le procédé décrit dans la figure 1. Le flux 21 d’hydrocarbures comprenant du méthanol est envoyé directement à une colonne de distillation 30. La colonne 30 dispose d’une section de rebouillage et d’une section de reflux. Elle produit un flux 32 d’hydrocarbures liquides composés de C5+ (condensats stabilisés) et un flux vapeur 31 à une pression de 1,0 MPa et une température de 24°C dont les propriétés sont présentées dans le tableau 2 ci-dessous. Référence Flux 21 32 31 Débit molaire (kmol/h) 661 137 524 Fraction vapeur molaire 0,446 0,000 1,000 %mol C1-C4 76,94 9,47 94,54 %mol C5+ 19,84 90,53 1,40 %mol autres composés (N 2 , CO 2 ) 2,64 0,00 3,33 %mol méthanol 0,57 0,00 0,72 Débit massique méthanol (kg/h) 121,4 0,0 121,4 La colonne de stabilisation 30 permet donc de produire : - un flux gazeux 31 riche en C1-C4 comprenant du méthanol. Ce flux a une teneur de 94,5 % en mole de C1-C4 et de 0,723% de méthanol (soit 121,4 kg/h); - et un flux 32 d’hydrocarbures liquides composés de C5+ (condensats stabilisés) presque dépourvu de méthanol (0,0 kg/h). Ce flux contient en effet moins de 10 ppm en poids de méthanol. La totalité du méthanol contenu dans le flux 21 est contenue dans le flux gazeux 31 produit par la colonne de stabilisation 30. Optionnellement, le flux gazeux 31 riche en C1-C4 comprenant du méthanol est lavé à l’eau à contre-courant au travers d’une colonne de lavage gaz-liquide 40 avec 1000 kg/h d’eau de lavage 41 et contenant environ 400 ppm poids de méthanol. Ce flux d’eau provient préférablement de l’étape de contactage 10. Les propriétés des flux 31 et 43 sont présentées dans le tableau 3 ci-dessous. Référence Flux 31 43 Débit molaire (kmol/h) 524 522 Fraction vapeur molaire 1,000 1,000 %mol C1-C4 94,54 94,84 %mol C5+ 1,40 1,41 %mol autres composés (N 2 , CO 2 ) 3,33 3,34 %mol méthanol 0,72 0,014 Débit massique méthanol (kg/h) 121,4 2,3 Cette colonne de lavage permet de produire : - une eau de lavage usée 42 contenant 11.0% poids de méthanol (119,5 kg/h) ; - et un flux gazeux 43 lavé. Ce flux est riche en C1-C4 (94,84 % en mole) et appauvri en méthanol. Sa teneur résiduelle en méthanol est de 135 ppm en mole. Avec la mise en œuvre de la colonne de lavage, le taux de récupération du méthanol initialement contenu dans le flux 31 (correspondant à la totalité du méthanol contenu dans le flux 21) est de 98,1%. Afin de récupérer ce méthanol dans le procédé de dégazolinage, l’eau de lavage usée 42 est de préférence envoyée vers l’étape de contactage 10 afin de transférer le méthanol dans le flux de gaz naturel à traiter 02 et produire un flux 13 d’eau de lavage propre dont une partie 14 peut être utilisée pour l’eau de lavage 41 de la colonne de lavage 40. Dans ce cas, la mise en œuvre de la colonne de lavage sur le flux 31 permet de récupérer 119,1 kg/h de méthanol, ce qui permet d’éviter l’appoint de la quantité correspondante. EXEMPLE 2 : L’exemple 2 est mis en œuvre suivant un procédé selon le deuxième mode de réalisation de l’invention, comme décrit dans la figure 2. Le flux 21 d’hydrocarbures comprenant du méthanol provenant de l’étape de dégazolinage est envoyé d’abord à un séparateur 50 qui produit : - d’une part, un flux 51 hydrocarbures liquides; - et d’autre part, un flux gazeux 52. Les propriétés de ces flux sont présentées dans le tableau 4 ci-dessous. Le flux 51 d’hydrocarbures liquides est envoyé vers une colonne de stabilisation 30. Cette colonne dispose d’une section de rebouillage et d’une section de reflux. Elle produit un flux 32 d’hydrocarbures liquides composés de C5+ (condensats stabilisés) et un flux vapeur 31 riche en C1-C4 comprenant du méthanol, qui est mélangé avec le flux gazeux 52 provenant du séparateur 50 pour donner un flux gazeux 54 à 0,8 MPa et 24,2°C. Référence Flux 21 51 52 32 31 54 Débit molaire (kmol/h) 661 366 295 137 229 524 Fraction vapeur molaire 0,446 0,000 1,000 0,000 1,000 1,000 %mol C1-C4 76,94 62,82 94,48 9,42 94,62 94,54 %mol C5+ 19,84 35,11 0,88 90,58 2,07 1,40 %mol autres composés (N 2 , CO 2 ) 2,64 1,18 4,46 0,00 1,88 3,33 %mol méthanol 0,57 0,897 0,172 0,00 1,43 0,723 Débit massique méthanol (kg/h) 121,4 105,2 16,2 0,0 105,2 121,4 Comme dans l’exemple 1, la colonne de stabilisation 30 permet donc de produire : - un flux gazeux 31 riche en C1-C4 comprenant du méthanol. Ce flux comprend, en effet, 94,6 % en mole de C1-C4 et 1,43% en mole de méthanol soit 105,2 kg/h ; - et un flux 32 d’hydrocarbures liquides composés de C5+ (condensats stabilisés) presque dépourvu de méthanol (0,0 kg/h). Ce flux contient en effet moins de 10 ppm en poids de méthanol. La totalité du méthanol contenu dans le flux 51 est contenu dans le flux gazeux 31 produit par la colonne de stabilisation 30. Le flux gazeux 54 riche en C1-C4 comprenant du méthanol est mis en contact à contre-courant au travers d’une colonne de lavage gaz-liquide 40 avec 1000 kg/h d’eau de lavage 41 et contenant environ 400 ppm poids de méthanol. Les propriétés des flux 54 et 43 sont indiquées dans le tableau 5 ci-dessous : Référence Flux 54 43 Débit molaire (kmol/h) 524 523 Fraction vapeur molaire 1,000 1,000 %mol C1-C4 94,54 94,76 %mol C5+ 1,40 1,40 %mol autres composés (N 2 , CO 2 ) 3,33 3,34 %mol méthanol 0,723 0,022 Débit massique méthanol (kg/h) 121,4 3,7 Cette colonne de lavage permet de produire : - une eau de lavage usée 42 contenant 11,0% poids de méthanol ; - et un flux gazeux 43 lavé. Ce flux est riche en C1-C4 (94,8% en mole) et appauvri en méthanol. Sa teneur résiduelle en méthanol est de 219 ppm en mole. Afin de récupérer ce méthanol dans le procédé de dégazolinage, l’eau de lavage usée 42 est envoyée vers l’étape de stripage 10 afin de transférer le méthanol dans le flux de gaz naturel à traiter 02 et produire un flux 13 d’eau de lavage propre dont une partie 14 est utilisée pour l’eau de lavage 41 de la colonne de lavage 40. Avec la mise en œuvre de la colonne de lavage, le taux de récupération du méthanol initialement contenu dans le flux 31 (correspondant à la totalité du méthanol contenu dans le flux 21) est de 97,0%. EXEMPLE 3 L’exemple 3 est mis en œuvre suivant un procédé similaire à celui de l’exemple 2, mais avec une étape de lavage intermédiaire additionnelle concomitante à l’étape de séparation 50, avant la colonne de stabilisation 30, comme décrit dans la figure 2 (traits discontinus). Le flux 42 composé d’eau comprenant du méthanol à 5,0% poids de méthanol qui provient de la colonne de lavage 40 est mélangé au flux 21 en amont du séparateur 50. Le mélange triphasique obtenu est ensuite séparé en : - un flux 52 d’hydrocarbures vapeurs contenant 0,08% en mole de méthanol d’un débit de 297 kmol/h; - un flux 53 d’eau comprenant du méthanol à 11,1%poids de méthanol; - et un flux 51 d’hydrocarbures liquides ne contenant plus que 0,38% de méthanol d’un débit de 362 kmol/h. Le flux 51 d’hydrocarbures liquides est envoyé à la colonne de distillation 30 avec section de rebouillage et section de reflux pour produire : - un flux gazeux 31 riche en C1-C4 comprenant du méthanol. Ce flux comprend, en effet, 95,4% en mole de C1-C4 et 0,61% de méthanol soit 44,5 kg/h ; - et un flux 32 d’hydrocarbures liquides composés de C5+ (condensats stabilisés) presque dépourvu de méthanol (0,0 kg/h). Ce flux contient en effet moins de 10 ppm en poids de méthanol. Le flux gazeux 54 obtenu après mélange du flux 52 et du flux 31 est mis en contact à contre-courant au travers d’une colonne de lavage gaz-liquide 40 avec 1000 kg/h d’eau de lavage et contenant environ 400 ppm poids de méthanol (flux 41) pour produire : - un flux d’eau de lavage usée 42 contenant 5,0% poids de méthanol ; - et un flux de gaz naturel lavé 43 contentant 96 ppm mol de méthanol. Les propriétés de ces flux sont présentées dans le tableau 6 ci-dessous : Référence Flux 21 32 54 43 Débit molaire (kmol/h) 661 137 522 523 Fraction vapeur (base molaire) 0,446 0,000 1,000 1,000 %mol C1-C4 76,94 9,42 94,86 94,81 %mol C5+ 19,84 90,58 1,41 1,41 %mol autres composés (N 2 , CO 2 ) 2,64 0,00 3,34 3,33 %mol méthanol 0,57 0,00 0,311 0,010 Débit massique méthanol (kg/h) 121,4 0,0 52,0 1,6 Afin de récupérer le méthanol dans le procédé de dégazolinage, l’eau de lavage usée 53 est envoyée vers l’étape de contactage 10, afin de transférer le méthanol dans le flux de gaz naturel à traiter 02 et produire un flux 13 d’eau de lavage propre dont une partie 14 est utilisée pour l’eau de lavage 41 de la colonne de lavage 40. Dans cette mise en œuvre de l’invention, le taux de récupération du méthanol initialement contenu dans le flux 21est de (121,4-1,6)/121,4 = 98,7% en poids. Dans ce cas, 119,8 kg/h de méthanol sont récupérés, ce qui permet d’éviter l’appoint de la quantité de méthanol correspondante. EXEMPLE 4 L’exemple 4 est mis en œuvre selon la quatrième mode de réalisation de l’invention, comme décrit dans la figure 4, dans lequel le flux d’hydrocarbures 21 issu de l’étape de dégazolinage 20 est séparé en un flux d’hydrocarbure vapeur 52 et un flux d’hydrocarbures liquides 51. Le flux d’hydrocarbures liquides 51 est mis en contact à contre-courant au travers d’une colonne de lavage liquide-liquide 70 avec 1000 kg/h d’eau de lavage 14 provenant de l’étape de contactage et contenant environ 400 ppm poids de méthanol pour produire une eau de lavage usée 71 contenant 9,4% poids de méthanol et des hydrocarbures liquides lavés 72 contenant 87 ppm en poids de méthanol. Les hydrocarbures liquides lavés 72 sont envoyés à une colonne de distillation 30 avec section de rebouillage et section de reflux pour produire des condensats stabilisés (flux 32) et un gaz de stabilisation 31 qui une fois mélangé aux hydrocarbures vapeurs 52 issus de la séparation du flux 21 forme le flux 54 à 0,8 MPa et 24,2°C. Le taux de récupération du méthanol initialement contenu dans le flux 21 est dans ce procédé de 85,1%. Les propriétés des flux 21,32 et 54 sont indiquées dans le tableau 7 ci-dessous : Référence Flux 21 32 54 Débit molaire (kmol/h) 661 137 521 Fraction vapeur (base molaire) 0,446 0,000 1,000 %mol C1-C4 76,94 9,40 95,12 %mol C5+ 19,84 90,60 1,39 %mol autres composés (N 2 , CO 2 ) 2,64 0,00 3,35 %mol méthanol 0,57 0,00 0,11 Débit massique méthanol (kg/h) 121,4 0,0 18,1 Dans ce cas, la mise en œuvre de la colonne de lavage liquide-liquide sur le flux 71 permet de récupérer 103,3 kg/h de méthanol, ce qui permet d’éviter l’appoint de la quantité de méthanol correspondante. EXEMPLE 5 L’exemple est mis en œuvre suivant un procédé similaire à celui de l’exemple 3, mais avec une étape de lavage additionnelle au niveau de ballon de reflux 60 de la colonne de stabilisation 30, comme décrit dans la figure 3. Le flux 62 composé d’eau et de 5,1% en poids de méthanol, qui provient du ballon de reflux 60, est mélangé au flux 21 en amont du séparateur 50. Le mélange triphasique obtenu est ensuite séparé en : - un flux 52 d’hydrocarbures vapeurs contenant 0,08% de méthanol d’un débit de 298 kmol/h; - un flux 53 d’eau comprenant du méthanol à 11,2% poids de méthanol; - et un flux 51 d’hydrocarbures liquides ne contenant plus que 0,39% de méthanol d’un débit de 361 kmol/h. Le flux 42 composé d’eau et de 2,9% poids en méthanol, qui provient de la colonne de lavage 40, est mélangé au flux 61 qui provient de la tête de la colonne de stabilisation 30 en amont du ballon de reflux 60. Le mélange triphasique obtenu est ensuite séparé en : - un flux 31 d’hydrocarbures vapeurs contenant 0,32% de méthanol d’un débit de 226 kmol/h; - un flux 62 d’eau comprenant du méthanol à 5,1% poids de méthanol; - et un flux 65 d’hydrocarbures liquides ne contenant plus que 0,24% de méthanol d’un débit de 112 kmol/h. Le flux 51 d’hydrocarbures liquides est envoyé à la colonne de distillation 30 avec section de rebouillage pour produire : - un flux gazeux 61 riche en C1-C4 comprenant du méthanol et d’un débit de 336 kmol/h qui est envoyé dans la section de reflux 60 de la colonne de distillation 30. Ce flux comprend, en effet, 93,28% en mole de C1-C4 et 0,50% de méthanol soit 53,8kg/h ; - et un flux 32 d’hydrocarbures liquides composés de C5+ (condensats stabilisés) presque dépourvu de méthanol (0,0 kg/h). Ce flux contient en effet moins de 10 ppm en poids de méthanol. Le flux gazeux 54 obtenu après mélange du flux 52 et du flux 31 est mis en contact à contre-courant au travers d’une colonne de lavage gaz-liquide 40 avec 1000 kg/h d’eau de lavage et contenant environ 400 ppm poids de méthanol (flux 41) pour produire : - un flux d’eau de lavage usée 42 contenant 2,9% poids de méthanol ; - et un flux de gaz naturel lavé 43 contentant 82 ppm mol de méthanol. Les propriétés des flux 21,32, 54 et 43 sont indiquées dans le tableau 8 ci-dessous : Référence Flux 21 32 54 43 Débit molaire (kmol/h) 661 137 524 523 Fraction vapeur (base molaire) 0,446 0,000 1,000 1,000 %mol C1-C4 76,94 9,47 94,58 94,71 %mol C5+ 19,84 90,53 1,47 1,47 %mol autres composés (N2, CO2) 2,64 0,00 3,33 3,33 %mol méthanol 0,57 0,00 0,18 0,008 Débit massique méthanol (kg/h) 121,4 0,0 31,0 1,4 Afin de récupérer le méthanol dans le procédé de dégazolinage, l’eau de lavage usée 53 est envoyée vers l’étape de contactage 10 afin de transférer le méthanol dans le flux de gaz naturel à traiter 02 et produire un flux 13 d’eau de lavage propre dont une partie 14 peut être utilisée pour l’eau de lavage 41 de la colonne de lavage 40. Avec cette mise en œuvre de l’invention, le taux de récupération du méthanol initialement contenu dans le flux 21 est de (121,4 -1,4)/121,4 = 98,9% en poids. 120 kg/h de méthanol sont récupérés, ce qui permet d’éviter l’appoint de la quantité de méthanol correspondante. Avec cet exemple, on obtient donc un taux de récupération maximal en méthanol, qui approche les 99%. En conclusion, cette série d’exemples démontre qu’avec l’invention, on peut d’une part obtenir une phase liquide d’hydrocarbures condensé (condensats stabilisés) de type C5+ sans méthanol et hautement valorisable et que, d’autre part, en mettant en œuvre une ou plusieurs étapes optionnelles de récupération du méthanol, on peut maximiser la récupération du méthanol nécessaire au dégazolinage, avec un taux de récupération qui est d’au moins 85%, voire d’au moins 97%. Procédé de dégazolinage d’un gaz G contenant des hydrocarbures condensables, notamment d’un gaz naturel contenant des C5+, ledit procédé comprenant les étapes suivantes: (a) une étape de dégazolinage par réfrigération du gaz à traiter comprenant du méthanol GM issu de l’étape (d), produisant un fluide partiellement condensé GL1 ; (b) une étape de séparation dudit fluide partiellement condensé GL1, mise en œuvre dans un séparateur triphasique, produisant - une première phase liquide aqueuse A1 comprenant du méthanol, - une première phase liquide H1 d’hydrocarbure(s) comprenant du méthanol, et - une phase gazeuse G1 issue du gaz G ; (c) une première étape de contactage d’une partie du gaz G à traiter avec ladite première phase liquide aqueuse A1 comprenant du méthanol, produisant - une deuxième phase liquide aqueuse A2 comprenant du méthanol et qui est appauvrie en méthanol par rapport à ladite première phase liquide aqueuse A1, - une phase gazeuse de gaz à traiter comprenant du méthanol GM’ ; (d) une étape de mélange de ladite phase gazeuse de gaz à traiter comprenant du méthanol GM’ avec le reste du gaz G à traiter, avec ajustement éventuel de la teneur du mélange en méthanol, produisant un gaz à traiter comprenant du méthanol GM destiné à être envoyé à l’étape a); (e) une étape de stabilisation de tout ou partie de ladite première phase liquide H1 d’hydrocarbure(s) comprenant du méthanol, produisant un condensat stabilisé GL2 et une phase gazeuse G2 riche en C1-C4 comprenant du méthanol. Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce que l’étape (a) de dégazolinage par réfrigération du gaz à traiter est mise en œuvre dans une section de réfrigération opérant à une température comprise entre - 60°C et 0°C et à une pression comprise entre 1,2 MPa et 6,0 MPa. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que l’étape (e ) de stabilisation est mise œuvre dans une colonne de stabilisation/distillation, produisant en fond le condensat stabilisé GL2 et en tête la phase gazeuse G2 riche en C 1 -C 4 comprenant du méthanol. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le traitement de la phase gazeuse G2 riche en C1-C4 comprenant du méthanol obtenue à l’étape (e) de stabilisation comprend les étapes suivantes : (f) une étape de lavage à l’eau de ladite phase gazeuse G2 riche en C1-C4 comprenant du méthanol à l'aide d’une troisième phase liquide aqueuse A3, notamment mise en œuvre par contactage gaz-liquide, produisant - une deuxième phase gazeuse G3 riche en C1-C4 avec une teneur en méthanol réduite, et - une quatrième phase aqueuse A4 enrichie en méthanol, par comparaison avec ladite troisième phase liquide aqueuse A3 ; (g) une deuxième étape de contactage d’une partie du gaz G à traiter avec ladite quatrième phase aqueuse A4 enrichie en méthanol, notamment mise en œuvre dans au moins un stripeur, produisant - une cinquième phase aqueuse A5 appauvrie en méthanol par rapport à ladite quatrième phase aqueuse A4 enrichie en méthanol, et - une deuxième phase de gaz à traiter comprenant du méthanol GM’’, qui est de préférence mélangé avec la phase de gaz à traiter comprenant du méthanol GM’ issu de l’étape (c). Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce que, dans l’étape ( f), tout ou partie de la troisième phase liquide aqueuse A3 provient au d’au moins une autre étape du procédé de dégazolinage, de préférence, la troisième phase liquide A3 comprenant tout ou partie de la deuxième phase liquide aqueuse A2 obtenue à l’étape (c ) et/ou tout ou partie de la cinquième phase aqueuse A5 obtenue à l’étape (g). Procédé selon l’une des revendications 4 ou 5, caractérisé en ce que la deuxième phase gazeuse G3 riche en C1-C4 avec une teneur en méthanol réduite issue de l’étape (f) est valorisée directement, soit en tant que gaz combustible basse pression, soit en tant que gaz combustible haute pression après compression, seule ou après mélange avec un autre gaz. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que la première étape de contactage (c ), et éventuellement la deuxième étape de contactage (g), est mise en œuvre dans au moins une colonne de contactage de type stripeur ou par pervaporation à travers une membrane sélective vis-à-vis du méthanol. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que la phase gazeuse G2 riche en C1-C4 comprenant du méthanol issue de l’étape (e) est valorisée directement, soit en tant que gaz combustible basse pression, soit en tant que gaz combustible haute pression après compression, seule ou après mélange avec un autre gaz. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu’il comprend l’étape additionnelle suivante : (h) une étape de séparation de la première phase liquide H1 d’hydrocarbure(s) issue de l’étape (b), de préférence mise en œuvre dans un ballon séparateur, pour produire - une deuxième phase liquide H2 hydrocarbure(s) comprenant du méthanol qui est envoyée à l’étape (e ) de stabilisation , et - une troisième phase gazeuse G4 comprenant des C1-C4 et du méthanol. Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce que la troisième phase gazeuse G4 comprenant des C1-C4 et du méthanol est envoyée à l’étape de lavage (f) de lavage à l’eau, en mélange avec la phase gazeuse G2 riche en C1-C4 comprenant du méthanol issue de l’étape (e ) de stabilisation. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu’il comprend les étapes additionnelles suivantes: (j) une étape de mélange de la première phase liquide H1 d’hydrocarbure(s) comprenant du méthanol issue de l’étape (b) avec une huitième phase aqueuse A8, qui comprend de préférence tout ou partie de la deuxième phase aqueuse A2 issue de l’étape (c) ; (h’) une étape de séparation du mélange issu de l’étape ( j), notamment mise en œuvre dans un ballon séparateur triphasique, pour produire : - une quatrième phase H4 liquide d’hydrocarbure(s) comprenant du méthanol qui est envoyé à l’étape (e) de stabilisation ; - une quatrième phase gazeuse G5 comprenant des C1-C4 et du méthanol ; - et une neuvième phase aqueuse A9 enrichie en méthanol par rapport à la huitième phase aqueuse A8. Procédé selon les revendications 11 et 4, caractérisé en ce qu’il comprend les étapes additionnelles suivantes: (j) une étape de mélange de la première phase liquide H1 d’hydrocarbure(s) comprenant du méthanol issue de l’étape (b) avec une huitième phase aqueuse A8, qui comprend de préférence tout ou partie de la deuxième phase aqueuse A2 issue de l’étape (c) et/ ou tout ou partie de la quatrième phase aqueuse A4 comprenant du méthanol issue de l’étape (f) ; (h’) une étape de séparation du mélange issu de l’étape ( j), notamment mise en œuvre dans un ballon séparateur triphasique, pour produire : - une quatrième phase H4 liquide d’hydrocarbure(s) comprenant du méthanol qui est envoyé à l’étape (e ) de stabilisation ; - une quatrième phase gazeuse G5 comprenant des C1-C4 et du méthanol ; - et une neuvième phase aqueuse A9 enrichie en méthanol par rapport à la huitième phase aqueuse A8. Procédé selon la revendication 11 ou 12, caractérisé en ce que la quatrième phase gazeuse G5 comprenant des C1-C4 et du méthanol est envoyée à l’étape (f) de lavage à l’eau, en mélange avec la phase gazeuse G2 riche en C1-C4 comprenant du méthanol issue de l’étape (e) de stabilisation. Procédé selon l’une des revendications 11 à 13, caractérisé en ce qu’il comprend l’étape additionnelle suivante : (k) une étape de contactage d’une partie du gaz G à traiter avec la septième A7 et/ ou la neuvième phase aqueuse A9, notamment mise en œuvre dans au moins un stripeur, pour produire - une dixième A10 et/ ou une onzième phase aqueuse A11 appauvrie en méthanol, par comparaison avec la septième A7 et/ou la neuvième A9 phase aqueuse, et - un deuxième phase de gaz G’ à traiter comprenant du méthanol. Procédé selon les revendications 4 et 14, caractérisé en ce que la troisième phase liquide aqueuse A3 utilisée dans l’étape (f) de lavage est composée pour partie ou en totalité de la deuxième phase aqueuse A2 appauvrie en méthanol et/ou de la dixième phase aqueuse A10 appauvrie en méthanol et/ ou de la onzième phase aqueuse A11 appauvrie en méthanol.