FR 2739917 A1 19970418 FR 9512003 A 19951011 1 2739917 La présente invention a essentiellement pour objet un procédé de fractionnement d'un fluide constitué d'au moins une phase gazeuse et de plusieurs constituants présentant une caractéristique permettant de les différencier dans les conditions opératoires du procédé. Certains fluides comprennent des constituants pouvant être différenciés par au moins une caractéristique ou un paramètre dans les conditions du procédé et, notamment, par leur valeur de température d'ébullition ou de condensation. La présente invention s'applique particulièrement bien au fractionnement des gaz naturels, des gaz associés à des condensats d'hydrocarbures ou des gaz issus du traitement de fractions pétrolières. Tous ces gaz comportent au moins du méthane et des hydrocarbures en teneur variable, tel que l'éthane ou l'éthylène, et les hydrocarbures supérieurs (C3 ou plus). Dans la suite de la description, on désigne par C3+ l'ensemble des hydrocarbures comportant au moins trois atomes de carbone, par C4+ I'ensemble des hydrocarbures comportant au moins quatre atomes de carbone, et par C5+ l'ensemble des hydrocarbures comportant au moins cinq atomes de carbone. De la même façon, on désigne par l'expression 'le gaz traité" un gaz appauvri au moins en hydrocarbures lourds. L'art antérieur décrit différents procédés et installations industrielles permettant d'extraire de manière sélective l'éthane et les composés plus lourds que l'éthane, ou le propane et les composés plus lourds que le propane. Dans la plupart des cas, le gaz à traiter est partiellement condensé par réfrigération à basse température, puis séparé dans un ballon séparateur. La phase liquide formée par condensation, est ensuite traitée dans une colonne de distillation classique, et on récupère au fond de cette colonne et sous forme liquide, le ou les composés lourds de la charge que l'on souhaite obtenir, et en tête de colonne la phase gazeuse. Le dispositif décrit dans le brevet FR 2.571.129 comporte un échangeur dans lequel, on réalise simultanément la réfrigération et la rectification de la phase gazeuse. Ce procédé ne permet pas d'extraire dans la même unité soit une fraction de GPL et la gazoline formée par une fraction C5+, soit l'éthane et une fraction de GPL ou une fraction gazoline. 2 2739917 Dans le brevet FR 2.578.637 I'installation de fractionnement comporte une enceinte de condensation partielle du gaz, un échangeur avec rectification simultanée du gaz et une colonne de fractionnement. Il est possible de réaliser l'extraction de la coupe C3+ avec des rendements supérieurs à 95%. Néanmoins, l'utilisation de trois dispositifs différents augmente le coût et l'encombrement de l'installation de traitement du gaz. Les installations de fractionnement d'un gaz décrits dans l'art antérieur comprennent, dans la majorité des cas, plusieurs dispositifs qui augmentent l'encombrement des unités de traitement et les coûts du traitement. Le but de l'invention est de proposer un procédé pour traiter et/ou fractionner un fluide comportant au moins deux constituants présentant un paramètre qui permet de les distinguer ou de les séparer au cours du procédé à l'aide de moyens appropriés. Le fluide est, avantageusement, un gaz comportant au moins deux constituants condensables dont les températures d'ébullition ou de condensation sont différentes. Le procédé mis en oeuvre selon l'invention, permet de fractionner le gaz en produisant de manière sélective un ou plusieurs de ses constituants et, en même temps, de procéder à leur récupération en fonction de leur composition et/ou de la demande du producteur. Simultanément au cours de l'opération de fractionnement, il est possible d'effectuer un traitement du fluide, autre que le fractionnement, par exemple sa déshydratation en utilisant un produit adapté, tel qu'un solvant. Ainsi la présente invention concerne un procédé de traitement et/ou de fractionnement d'un gaz contenant au moins deux constituants A et B tels que la température d'ébullition du constituant A est plus élevée que la température d'ébullition du constituant B. Il est caractérisé en ce qu'il comprend au moins les étapes suivantes: - a) au cours d'une première étape, on refroidit au moins en partie ledit gaz pour provoquer la condensation d'au moins une première fraction liquide et on met en contact ledit gaz avec ladite première fraction liquide, par exemple dans une zone de contact Z1, pour recueillir par exemple en sortie de la zone de contact, au moins une fraction liquide enrichie en constituant A et au moins une fraction gazeuse, la première fraction liquide provenant, par exemple au moins en partie de la condensation, 3 2739917 - b) on refroidit, au cours d'une seconde étape au moins en partie la fraction gazeuse provenant de l'étape a) pour provoquer la condensation d'au moins une deuxième fraction liquide et on met en contact ladite fraction gazeuse avec la deuxième fraction liquide, par exemple dans une seconde zone Z2 de contact, pour recueillir par exemple en sortie de la seconde zone de contact Z2 au moins une fraction liquide enrichie en constituants B et au moins une fraction gazeuse appauvrie en constituants A et/ou B. La fraction gazeuse appauvrie forme au moins en partie le gaz traité. Avantageusement, le contact réalisé dans au moins l'une des zones Z1 et Z2 est par exemple effectué au moins en partie à contre-courant entre le gaz ou la phase gazeuse ascendant et la phase liquide descendante. On réfrigère le gaz et/ou la phase gazeuse par un échange de chaleur au moins en partie continu. On peut utiliser pour cela un fluide circulant à contre-courant et le long d'au moins une des zones de contact. Selon un exemple de mise en oeuvre du procédé, on effectue plusieurs étapes successives de réfrigération et de mise en contact du gaz et/ou d'une phase gazeuse pour obtenir par exemple n fractions liquides ayant des volatilités différentes, par exemple croissantes, on évacue les n fractions liquides et on envoie la fraction gazeuse issue d'une étape à l'étape suivante par exemple. La fraction gazeuse appauvrie en fractions liquides est par exemple recueillie lors de la dernière étape et forme au moins en partie le gaz traité. Selon une autre variante de mise en oeuvre du procédé selon l'invention, on peut avantageusement envoyer un fluide tel qu'un solvant au cours d'au moins une des étapes de réfrigération et de mise en contact. Selon une autre possibilité, l'invention concerne un procédé de fractionnement et/ou de traitement d'un fluide comportant au moins une phase gazeuse et au moins deux constituants A et B différents par au moins un paramètre dans les conditions du procédé., permettant leur séparation de la phase gazeuse et/ou leur séparation entre eux. Il est caractérisé en ce qu'il comporte au moins les deux étapes suivantes: - une première étape au cours de laquelle on envoie ledit fluide dans une première zone Z1 pour réaliser la mise en contact avec échange de matière dudit fluide, et des phases comportant lesdits constituants pouvant être séparés en fonction 4 2739917 d'au moins un paramètre caractéristique et pour réaliser la séparation desdits constituants du fluide et de la phase gazeuse, de manière à former au moins une première phase comprenant au moins un desdits constituants, par exemple le constituant A, ladite première phase étant séparée dudit fluide, et - une seconde étape au cours de laquelle on envoie le fluide appauvri en constituant A dans une seconde zone Z2 pour réaliser la mise en contact avec échange de matière dudit fluide, et des phases comportant lesdits constituants séparés, et pour réaliser la séparation desdits constituants restants de la phase gazeuse, pour produire une deuxième phase comprenant au moins un des constituants autres que le constituant A, tel que le constituant B et une phase gazeuse appauvrie en constituants séparés. La présente invention concerne aussi un dispositif pour fractionner un fluide comportant au moins une phase gazeuse et au moins deux constituants A et B différents par au moins un paramètre dans les conditions du procédé, permettant leur séparation de la phase gazeuse et/ou leur séparation entre eux. Il est caractérisé en ce qu'il comporte au moins une première et une seconde zone (Z1, Z2). Chacune des zones Z1 et Z2 comprend par exemple: - un circuit principal permettant la mise en contact avec échange de matière de ladite phase gazeuse et d'au moins un desdits constituants séparés en phase liquide, - des moyens pour séparer la phase gazeuse d'au moins un desdits constituants, les zones Z1 et Z2 sont séparées et communiquent entre elles par au moins un moyen de soutirage d'au moins un desdits constituants séparés, - des moyens pour relier au moins une des zones Z1 et Z2 à un conduit d'introduction du gaz à traiter, et/ou à au moins un conduit d'évacuation d'un des constituants séparés et pour relier l'autre zone à un conduit d'évacuation de la phase gazeuse appauvrie en constituants séparés A et B. Les zones Z1 et Z2 sont par exemple situées dans une même enceinte, par exemple un échangeur, ou encore situées en deux endroits différents du site de traitement et en communication l'une avec l'autre. Pour un fluide qui comporte plusieurs constituants que l'on peut différenceire par exemple par un paramètre caractéristique thermodynamique, tel que leur tempréature de vaporisation ou de condensation, I'enceinte est par exemple pourvue d'au moins un circuit de réfrigération qui communique indirectement de préférence avec le circuit principal de mise en contact, de manière à assurer la 2739917 condensation des différents constituants, la phase liquide condensée étant par exemple évacuée par le conduit situé dans sa partie inférieure. Selon un mode de réalisation, assurant simultanément un traitement du fluide autre que son fractionnement, le dispositif peut comporter au moins un conduit d'introduction d'un agent de séparation tel qu'un solvant, ledit conduit étant relié au niveau de la partie supérieure du circuit principal. Le conduit d'introduction d'un agent de séparation, est par exemple situé au niveau d'au moins un desdits moyens de récupération et/ou au niveau d'une desdites zones. Ainsi, il est possible de mettre en communication chacun des moyens de récupération ou de séparation des constituants avec un conduit d'introduction d'un fluide provenant de l'extérieur. La nature des agents de séparation est fonction par exempie de la position des moyens de récupération. Avantageusement, il comporte au moins un moyen de stabilisation d'au moins une desdites fractions liquides prélevées et contenant les constituants séparés, lesdits moyens pouvant étre incorporés au dispositif de fractionnement et situés de préférence dans sa partie inférieure. Selon un autre mode de réalisation, la réfrigération est, par exemple, assurée au moins en partie par le gaz traité. Le procédé et le dispositif selon l'invention sont avantageusement utilisés pour fractionner un gaz naturel comportant au moins de l'eau, du méthane et des hydrocarbures condensables, tels que les C3+ et/ou éventuellement les C2+ . Le procédé et l'installation permettent avantageusement de: - fractionner un fluide en fonction de la demande du producteur et éventuellement des conditions de transport (conduites et réseau de transport déjà en place), - de recueillir avec un rendement plus élevé des condensats qui sont des produits ayant une plus grande valeur ( C2+, C3+....essence,...etc), - de diminuer l'encombrement des installations de traitement et les investissements. D'autres avantages et caractéristiques de l'invention apparaîtront mieux à la lecture de la description donnée à titre d'exemples de réalisation, dans le cadre 6 2739917 d'applications nullement limitatives, au traitement d'un gaz naturel, en se référant aux dessins annexés o: - la figure 1 schématise un schéma de base d'un dispositif de fractionnement équipé de moyens de séparation, la figure 2 est une variante de réalisation du dispositif de la figure 1 comportant deux moyens de séparation et de prélèvement des phases séparées, - les figures 3 et 4 montrent des installations comportant un dispositif de fractionnement associé à un dispositif de stabilisation des phases séparées, - la figure 5 représente un dispositif pour optimiser la stabilisation des fractions récupérées, - les figures 6 et 7 montrent deux variantes de réalisation d'un circuit de réfrigération assurant la séparation des fractions d'hydrocarbures, - les figures 8A et 8B représentent des variantes de réalisation du dispositif de la figure 1 muni d'un conduit d'introduction d'un solvant ou d'un fluide autre que le gaz à traiter, et - les figures 9, 10 et 11 sont des exemples de technologie employées pour réaliser le dispositif. Le procédé mis en oeuvre selon l'invention consiste à fractionner un gaz naturel comportant plusieurs constituants qui peuvent être différenciés par au moins un paramètre dans les conditions opératoires du procédé, par exemple leur température d'ébullition. Dans le cas d'un gaz naturel, il est ainsi possible de séparer les hydrocarbures en fonction de leur composition, en obtenant des fractions liquides de volatilité différente, par exemple la fraction GPL qui comprend le propane et les butanes (hydrocarbures à trois ou quatre atomes de carbone) et la gazoline représentant la fraction C5+. Avantageusement, le fractionnement du gaz est réalisé dans une enceinte comportant plusieurs zones distinctes dans lesquelles s'effectue la condensation des fractions hydrocarbures et des moyens de prélèvement séparant ces zones. Le fractionnement est réalisé par échange thermique entre le gaz et un fluide de réfrigération et par transfert simultané et continu de matière entre la phase gazeuse et la phase liquide condensée. Ainsi, pour un gaz naturel riche en hydrocarbures autres que le méthane, lI'installation permet de fractionner et récupérer des fractions d'hydrocarbures liquides de compositions différentes, en fonction de la composition du gaz traité et de la demande du producteur. 7 2739917 L'enceinte de fractionnement peut être associée à d'autres moyens pour effectuer un traitement du fluide autre que le fractionnement. Par exemple des moyens permettant d'introduire un fluide jouant le rôle de solvant et/ou d'autres fluides ou encore des moyens de stabilisation, des fractions d'hydrocarbures séparées. Le principe du procédé est illustré sur la figure 1 et appliqué à titre d'exemple à un gaz naturel renfermant des hydrocarbures autres que le méthane. Le gaz à traiter est introduit dans une enceinte EC1, tel qu'un échangeur de chaleur, par le conduit 2 situé dans sa partie inférieure. Il circule dans une première zone Z1 en liaison avec le conduit d'introduction 2, puis dans une seconde zone Z2 séparée de la première zone par des moyens de récupération (3, 4). Ces moyens permettent notamment d'extraire des hydrocarbures condensés dans la zone Z2. Simultanément, il est refroidi par un échange de chaleur indirect, par exemple à travers une paroi (figure 9), par un fluide caloporteur qui pénètre dans la partie supérieure de l'échangeur EC1 par le conduit 5, circule de haut en bas pour abaisser la température du gaz à traiter et ressort par le conduit 6. Chacune des zones Z1. Z2 peut comporter son propre circuit de réfrigération. Le fluide caloporteur du circuit de réfrigération de la zone Z2 entre par le conduit 5 et ressort par le conduit ' et celui de la zone Z1 entre par le conduit 6 et ressort par le conduit 6'. Ces fluides caloporteurs peuvent provenir d'une ou de plusieurs sources communes. Le fluide coloporteur circule de préférence à contre-courant du gaz introduit dans l'échangeur. D'autres exemples de réalisation pour le circuit de réfrigération sont décrits aux figures 6 et 7. Les zones Z1 et Z2 sont, de préférence, sensiblement identiques en ce qui concerne leur technologie de réalisation, et comprennent chacune au moins un circuit principal permettant l'échange ou le transfert de matière entre le gaz à traiter circulant de manière ascendante, par exemple, et le ou les constituants condensés au cours du procédé circulant à contre-courant de manière descendante. La réfrigération provoque la condensation des hydrocarbures lourds contenus dans le gaz. La ou les phases liquides hydrocarbures condensées descendent par gravité, à contre-courant du gaz traité qui s'appauvrit progressivement en composés lourds (C3+ et supérieurs) du fait de l'échange de matière. Au contraire la phase liquide hydrocarbure condensée s'enrichit au fur et à mesure en constituants plus lourds. 8 2739917 L'abaissement de la température, selon un gradient donné dans I'échangeur, permet de condenser dans des zones distinctes les différentes fractions d'hydrocarbures contenues dans le gaz naturel, les fractions les plus lourdes étant recueillies en fond et les fractions les plus légères en tête d'échangeur. Il est également possible de récupérer au niveau d'une zone intermédiaire située entre les parties inférieures et supérieures de l'échangeur une fraction d'hydrocarbure correspondant à un intervalle de température d'ébullition fixé. Pour récupérer par exemple la fraction GPL, qui comprend le propane et les butanes, et séparément la gazoline représentant la fraction C5+, le moyen de récupération, est par exemple un plateau 3 communiquant avec les zones Z1 et Z2, et avec le ou les circuits d'écoulement du gaz. Sa position à l'intérieur de l'échangeur est déterminée, par exemple, en fonction de la nature des coupes ou hydrocarbures à récupérer et/ou de la température régnant à différents niveaux ou endroits de la colonne. Les hydrocarbures condensés enrichis en propane et butane récupérés au niveau du plateau 3 sont évacués au moins en partie par le conduit latéral 4. La phase hydrocarbure liquide du plateau 3 non récupérée, est redistribuée du plateau vers le circuit principal de la zone Z1 pour s'écouler en descendant avant d'être évacuée, après décantation, par le conduit 8. Le gaz traité, appauvri en hydrocarbures lourds, est évacué en tête de l'échangeur colonne EC 1 par le conduit 9. La figure 2 montre un exemple de réalisation selon l'invention o l'échangeur est équipé de deux plateaux de récupération et des conduits reliés à ces derniers respectivement (3, 4) et(3', 4') délimitant trois zones Z1, Z2 et Z3. Les plateaux sont distribués le long de l'échangeur, par exemple, en fonction de la nature des hydrocarbures à récupérer, notamment de leur température de condensation et de la température et/ou du gradient de température présent dans l'échangeur. Le gradient de température provoqué dans l'échangeur est par exemple choisi en fonction de la nature du gaz et, de la quantité d'hydrocarbures condensés, tels que les GPL et la gazoline, à récupérer. De même, I'abaissement en température du gaz à traiter, est de préférence réalisé pour obtenir un gradient de température sur l'ensemble de l'échangeur. Le gaz à traiter peut être prérefroidi avant d'être introduit dans l'échangeur EC1, à l'aide d'un fluide de réfrigération disponible, tel de l'eau et/ou de l'air dans un échangeur E1 situé sur le conduit 2. Cette première étape de préréfrigération permet 9 2739917 notamment de séparer une fraction gazoline formée par les hydrocarbures condensables dans les conditions de température et de pression établies à la sortie de l'échangeur El1. Tout autre dispositif permettant de le prérefroidir peut être utilisé sans sortir du cadre de l'invention. L'échangeur de chaleur EC1 peut être équipé d'un moyen CT] de contrôle de la température, par exemple un ou plusieurs capteurs de température reliés par exemple à des moyens de contrôle et de traitement. Ils permettent d'obtenir plusieurs mesures de température le long de l'échangeur de chaleur. Exemple 1 Un premier exemple de mise en oeuvre de l'invention, décrit en relation avec la figure 1, permet la récupération sélective des fractions ou coupes d'hydrocarbures contenues dans le gaz naturel, par exemple les hydrocarbures associés renfermant plus de trois atomes de carbone. Le gaz naturel est refroidi selon le procédé décrit précédemment à la figure 1. Lors de la réfrigération, le gaz naturel s'appauvrit en constituants lourds C3+, en formant une phase hydrocarbure liquide qui s'enrichit, tout en s'écoulant, en constituants de plus en plus lourds. Pour un échangeur-colonne dimensionné par exemple pour obtenir l'équivalent de 12 plateaux théoriques, on remarque que la concentration en propane, isobutane et butane dans la phase hydrocarbure liquide obtenue au niveau du sixième plateau est, par exemple, voisine de 63% masse alors qu'elle est d'environ 20% dans la phase liquide hydrocarbure évacuée en fond de l'équipement par le conduit 8. Cette concentration évoluant tout au long de l'échangeur colonne, il est avantageux de prélever les phases hydrocarbures condensées dans des zones choisies. Le gaz naturel est introduit par le conduit 2 avec un débit de 42837 Kg/h, avec une température voisine de 43 C, et à une pression sensiblement égale à 4,5 MPa. Au niveau du plateau de récupération 3, correspondant par exemple au quatrième plateau théorique de l'échangeur, on évacue par le conduit 4, par exemple, 70% de la phase liquide hydrocarbures contenant plus de 25% masse de propane à une température d'environ -2 C, avec un débit sensiblement égal à 3600 Kg/h. 2739917 La phase hydrocarbure comportant la majorité des constituants ayant des atomes de carbone supérieurs à C4+ est évacuée par le conduit 8 avec un débit de 2525 Kg/h. Elle comporte environ 75% d'hydrocarbures C5+. Le gaz naturel appauvri de plus de 55% des hydrocarbures en C3+ est évacué en tête d'échangeur avec un débit de 36715 Kg/h par le conduit 9. La récupération latérale des fractions d'hydrocarbures permet de récupérer une fraction contenant 65% des constituants en C3 et C4. La fraction gazoline n'en contient que 20% environ. D'autre part, en procédant à une récupération latérale des fractions en fonction de leur composition et de leur zone de condensation, on obtient des phases hydrocarbures liquides différentes en composition, I'une riche en constituants en C3 et C4 soutirée latéralement, I'autre riche en constituants C5 et C6 évacuée en fond de l'équipement et contenant dans leur ensemble moins de méthane et d'éthane que dans le cas d'un procédé selon l'art antérieur. Ceci permet d'augmenter le rendement de production en méthane et éthane. Avantageusement, les fractions en hydrocarbures récupérées séparément peuvent être stabilisées pour augmenter le rendement en méthane et en éthane du procédé. Un premier mode de réalisation (figure 1) consiste à utiliser un moyen de chauffage du volume liquide recueilli au fond, par exemple un rebouilleur B1 intégré dans la partie inférieure de l'échangeur. Ceci permet de stabiliser la fraction de gazoline des composés C1 et C2. D'autres modes de réalisation pour stabiliser les hydrocarbures condensés et récupérés (GPL et/ou gazoline) sont décrits aux figures 3 et 4. Sur la figure 3, le conduit d'évacuation 4 communiquant avec le plateau de récupération 3 des GPL condensés de la figure 1 est relié à un dispositif 10 permettant la stabilisation des GPL évacués. Ce dispositif connu de l'homme de l'art ne sera pas décrit en détail. Le procédé de stabilisation complémentaire consiste à envoyer, dans le dispositif de stabilisation 10, la fraction de condensat comportant du méthane et de l'éthane en faible quantité et formé en majorité par une fraction GPL, récupérée au niveau du plateau 3. La fraction gazeuse riche en méthane et éthane produite lors de la stabilisation est évacuée par un conduit 11 et recyclée vers l'échangeur EC1 au niveau du plateau 3 pour être récupérée et mélangée avec le gaz à traiter. il 2739917 La fraction GPL stabilisée est évacuée en fond du dispositif de stabilisation au niveau du rebouilleur 13 par un conduit 12. Sur la figure 4, I'installation décrite à la figure 3 intègre un deuxième dispositif de stabilisation 14, de la gazoline évacuée par le conduit 8. Le schéma de fonctionnement est identique à celui décrit en relation avec la figure 3, le condensat évacué par le conduit 8 comportant en majorité de la gazoline est envoyé dans le dispositif de stabilisation 14. La gazoline stabilisée est évacuée par le conduit 16 au niveau du rebouilleur 17. La fraction gazeuse composée essentiellement de méthane, d'éthane, de propane et de butane est évacuée du dispositif par le conduit 15 pour être recyclée et mélangée avec le gaz à traiter arrivant par le conduit 2. Ces manières de procéder permettent avantageusement de stabiliser les fractions GPL et la fraction gazoline, avant leur récupération par le producteur et ainsi d'augmenter le rendement global en méthane et en éthane du procédé. Il est possible d'améliorer encore la stabilisation des fractions de GPL et de la gazoline produites et séparées au cours du procédé. Pour cela, l'installation décrite à la figure 5 diffère de celle de la figure 4 par l'adjonction de deux vannes de détente V1 et V2 situées respectivement sur les conduits d'évacuation 4 et 8. Les fractions gazeuses issues des dispositifs de stabilisation 10 et 14, sont recomprimées au travers des moyens tels des compresseurs K1 et K2 avant d'être renvoyées par un conduit 18 vers le gaz à traiter au niveau de la conduite 2. Avantageusement, le procédé est auto-réfrigéré en partie ou en totalité, c'est-à-dire que la réfrigération est assurée au moins en partie par le gaz traité appauvri en hydrocarbures lourds. La figure 6 schématise une variante de réalisation dans laquelle, l'échangeur de chaleur EC1 est muni d'un premier circuit de réfrigération effectué à l'aide d'un fluide caloporteur extérieur, entrant par le conduit 5 et sortant par le conduit 6, les conduits 5 et 6 étant situés dans sa partie supérieure et d'un circuit de réfrigération complémentaire assuré par au moins une partie du gaz traité évacué de l'échongeur par le conduit 9, entrant dans l'échangeur par un conduit 20 situé, de préférence en dessous du conduit d'évacuation 6 du fluide caloporteur, et ressortant par un conduit 9' au niveau de la partie inférieure de l'échangeur. 12 2739917 Le fluide caloporteur extérieur refroidit au moins en partie le gaz circulant dans la partie supérieure de l'échangeur. Par le conduit 8, on évacue une fraction liquide qui contient en majorité les constituants les plus lourds initialement contenus dans le gaz et condensés au cours du procédé. Cette fraction liquide peut être stabilisée selon un mode de réalisation décrit ci-dessus aux figures 1, 3, 4 et 5. Selon un autre mode de réalisation. l'installation est auto-réfrigéréeutilisant comme agent de réfrigération au moins une partie du gaz traité issu du conduit 9. Un tel cas est illustré par l'exemple de réalisation schématisé sur la figure 7. Le gaz traité sortant en tête d'échangeur EC1 par le conduit 9 est refroidi dans un dispositif 21, par exemple par détente à travers une vanne ou par détente à travers une turbine. Le gaz ainsi refroidi est réinjecté dans l'échangeur EC1 dans lequel il abaisse la température du gaz à traiter par échange thermique. Il ressort, après échange thermique, par le conduit 9' avant d'être envoyé, par exemple, vers une autre installation de traitement et/ou vers une conduite de transport. Le gaz évacué par le conduit 9' peut éventuellement être repris par un dispositif de compression après l'échangeur (non représenté) pour assurer son transfert. Dans certains cas il est intéressant d'effectuer sur le gaz naturel un traitement autre que le fractionnement selon un schéma décrit par exemple sur la figure 8A. Ainsi, par injection d'un solvant en quantité déterminée, on réalise la déshydratation du gaz naturel en même temps que son fractionnement. Pour cela, le dispositif de la figure 1 est muni d'au moins un conduit d'introduction 22 situé de préférence au niveau de la tête de l'échangeur. A rl'intérieur de l'échangeur, le gaz est simultanément - contacté de préférence à contre-courant et de manière continue avec la phase liquide comportant le solvant circulant dans un sens descendant. et - refroidi par un échange de chaleur indirect selon un des procédés décrits précédemment. Cette réfrigération provoque la condensation des hydrocarbures lourds contenus dans le gaz et d'une partie de l'eau de saturation du gaz. Ces deux phases liquides condensées descendent dans le dispositif par gravité, à contre-courant du gaz traité qui s'appauvrit progressivement en constituants lourds (C3+ et supérieurs), 13 2739917 du fait de l'échange de matière entre la phase gazeuse et les hydrocarbures liquides. La phase liquide hydrocarbure condensée s'enrichit au fur et à mesure en constituants plus lourds en descendant et la phase aqueuse condensée riche en solvant en tête de l'échangeur s'appauvrit en solvant par contact avec le gaz. Après décontation, la phase aqueuse ne contenant pratiquement plus de solvant est évacuée par le conduit 7 et la phase hydrocarbure liquide par le conduit 8. Le solvant vaporisé et entraîné dans la phase gazeuse permet d'éviter les problèmes de formation d'hydrates liés au refroidissement. On utilise un solvant au moins partiellement miscible avec l'eau. De préférence, il possède une température d'ébullition inférieure à celle de l'eau ou forme avec l'eau un azéotrope dont la température d'ébullition est inférieure à celle de l'eau de manière à pouvoir être entraîné par le gaz non condense. Ce solvant est par exemple un alcool et de préférence le méthanol. Il peut aussi être choisi parmi les solvants suivants: méthylpropyléther, éthylpropyléther, dipropyléther, méthyltertiobutyléther, dimethoxyméthane, diméthoxyéthane, éthanol, méthoxyéthanol, propanol ou encore être choisis dans différentes classes de solvants tels que par exemple les amines ou les cétones ou encore un mélange formé à partir d'un ou plusieurs de ces produits. La quantité de solvant à injecter est habituellement ajustée en fonction de la température, de la pression et/ou de la composition du gaz afin d'éviter la formation d'hydrates et de formation de cristaux de glace dus à la présence de l'eau. Ainsi, par exemple, le rapport en moles du débit de solvant sur le débit du gaz traité est compris entre 1/1000 et 1/10. Avantageusement, on optimise le procédé de traitement en adaptant la quantité de solvant injecté en fonction de la composition du gaz et/ou des conditions opératoires, par exemple la température et/ou la variation de température et/ou la pression. Pour cela on tient compte. par exemple, des valeurs de température et/ou du gradient de température mesurées par les capteurs de température situés au niveau de l'échangeur. De préférence, on tient compte aussi des opérations effectuées ensuite sur le gaz traité issu de l'enceinte. Par circulation à contre-courant, le gaz entraîne le solvant contenu dans les phases liquides qui descendent par gravité. Ces phases liquides sont recueillies en fond, substantiellement épurées de solvant. Le solvant injecté en tête est donc principalement évacué dans la phase gazeuse sortant en tête. La quantité de 14 2739917 solvant injecté peut être ainsi ajustée afin d'obtenir le niveau de concentration dans cette phase gazeuse requis pour éviter la formation d'hydrates, compte-tenu des conditions de température et de pression. La teneur en solvant dans la phase gazeuse est généralement réduite et d'autant plus faible que la température est basse. La quantité de solvant injectée en tête est donc relativement faible et constitue un appoint destiné à compenser les pertes dans le gaz Le solvant injecté en tête n'est pas nécessairement pur et peut être, par exemple, mélangé à de l'eau, à condition toutefois que la concentration de solvant en phase aqueuse permette d'éviter la formation d'hydrates. L'injection d'un solvant permet aussi de séparer des constituants autres que l'eau. On peut ainsi séparer des hydrocarbures insaturés en utilisant un solvant polaire permettant de les absorber de manière sélective. Le solvant est par exemple un éther, un alcool ou une cétone. Pour éliminer les hydrocarbures présents dans le gaz, on envoie par exemple un solvant formé par une coupe d'hydrocarbures. La figure 8B décrit un mode de réalisation permettant l'injection d'autres fluides au niveau de l'échangeur, par exemple des solutions contenant un solvant issu d'une autre étape du procédé. Dans certains cas, il s'avère avantageux de récupérer le solvant pouvant provenir d'une étape de lavage des fractions GPL réalisée à l'extérieur de l'échangeur EC1 par extraction liquide-liquide avec de l'eau. En effet, la phase hydrocarbure enrichie en propane et butanes extraite par le conduit 4 est proche de l'équilibre avec, une solution aqueuse contenant le solvant et une phase vapeur renfermant également une fraction de solvant. De ce fait, la phase hydrocarbure extraite renferme des traces du solvant et elle est donc lavée à l'extérieur. Le plateau 3 est équipé d'au moins un conduit 23 permettant l'injection de cette eau de lavage qui contient au moins en partie le solvant dissous dans la phase hydrocarbure extraite. Cette eau de lavage est mise en contact à contre-courant avec le gaz à traiter, auquel elle cède par transfert de matière, la quantité de solvant qui se dissout dans le gaz. Le conduit de réinjection de la phase liquide contenant du solvant à récupérer peut être positionné en tête de l'échangeur et/ou à n'importe quel niveau de cet échangeur. 2739917 Exemple 2 Un second exemple de mise en oeuvre du procédé selon l'invention décrit en relation avec la figure 8A, permet d'obtenir à partir d'un gaz naturel renfermant des hydrocarbures supérieurs associés, un gaz déshydraté largement appauvri en constituants comportant au moins trois atomes de carbone par molécule. L'échangeur de chaleur EC1 est par exemple un échangeur de type colonne décrit précédemment à l'exemple 1. La composition massique du gaz naturel est par exemple la suivante: EAU 8230 METHANOL 0oJ0 AZOTE 211,97 DIOXYDE DE CARBONE 397,79 METHANE 25765X0 ETHANE 6028,62 PROPANE 4360,50 ISOBUTANE 13350D5 BUTANE 48721 ISOPENTANE 668,81 PENTANE 528,87 HEXANE 1053,47 TOTAL KG/HR 42919,59 Le gaz naturel est introduit par le conduit 2 avec un débit d'environ 42920 Kg/h, * avec une température voisine de 430C, et à une pression sensiblement égale à 4,5 MPa. La quantité de méthonol injecté par le conduit 22 est, par exemple de 13, 9 Kg/h pour maintenir un gradient de concentration en méthanol dans la phase aqueuse formée dans l'échangeur correspondant à une concentration variant de 99% en fraction massique en tête de l'échangeur à une température de -23 C et à une concentration de 0,01% en fraction massique en fond de l'échangeur pour une température d'environ 430C. Au niveau des moyens de récupération 3 et 4 (exemple 1), correspondant par exemple au quatrième plateau théorique de l'échangeur, on évacue, par le conduit 4, 16 2739917 % de la phase liquide hydrocarbures contenant plus de 25% masse de propane à une température d'environ -2 C et avec un débit sensiblement égal à 3600 Kg/h. La phase aqueuse et la phase hydrocarbure comportant la majorité des constituants ayant des atomes de carbone supérieurs à C4+ sont évacuées après décantotion par le conduit 8. La phase hydrocarbure liquide, comportant notamment des hydrocarbures en C5+, qui est évacuée par le conduit 8 avec un débit de 2525 Kg/h, renferme plus de 75 % des hydrocarbures en C5+. Le gaz naturel déshydraté et appauvri en hydrocarbures condensables est évacué par le conduit 9 avec un débit d'environ 36715 Kg/h. Il est appauvri de plus de % des hydrocarbures en C3+ et épuré pratiquement en totalité des composés en C5+. Différentes technologies, connues de l'homme de métier, peuvent être employées pour réaliser l'échangeur. et les moyens ou dispositifs associés, parmi lesquelles certaines sont décrites ci-après à titre d'exemples non limitatifs. L'échangeur EC1 est par exemple un échangeur de type tubes et calandre tel que celui qui est schématisé sur la figure 9. Le gaz à traiter arrivant par le conduit 2. circule dans un sens ascendant à l'intérieur de tubes verticaux 30. Ces tubes sont de préférence pourvus d'un garnissage, par exemple un garnissage structuré permettant d'améliorer le contact entre le gaz qui monte et les fractions liquides qui descendent. Le gaz traité est évacué en tête par le conduit 9. Pour les dispositifs réalisant simultanément la déshydratation du gaz et son fractionnement, le solvant introduit par le conduit 22 (figures 8A et 8B) est envoyé dons les différents tubes 30 par une rampe d'alimentation 31 et un plateau de distribution 32. La phase hydrocarbure liquide, stabilisée par chauffage à l'aide d'un rebouilleur B2 situé dons la partie inférieure de l'échangeur EC1, par exemple, est évacuée sous contrôle de niveau, par le conduit 8. et la phase aqueuse est évacuée sous contrôle de niveau par le conduit 7. La réfrigération est assurée par un fluide caloporteur introduit dans l'échangeur par le conduit 33 et évacué après échange thermique par le conduit 34. Selon une autre technologie, l'échangeur EC1 est un échangeur à plaques, par exemple en aluminium brasé, tel que celui qui est schématisé sur la figure 10. Un tel échangeur est constitué par un assemblage de plaques planes 35 entre lesquelles se trouvent des plaques intercalaires ondulées 36 qui permettent de maintenir mécaniquement l'assemblage et d'améliorer le transfert thermique. 1 7 2739917 Ces plaques délimitent des canaux 37 dons lesquels circulent les fluides participant au cours du procédé à l'échange thermique. Le gaz à traiter introduit dans l'échangeur par le conduit 2 circule dans les canaux 37 dans une direction ascendante en étant refroidi au fur et à mesure par le fluide caloporteur. Les plaques intercalaires ondulées 36, jouant le rôle d'un garnissage structuré, favorisent le contact entre le gaz qui monte et les fractions liquides qui descendent. Le solvant envoyé par le conduit 22, dans le cas des procédés simultanés de déshydratation et de fractionnement, est distribué uniformément au dessus des canaux 37 dans lesquels circule le gaz à traiter. Dans le cas d'un procédé auto-réfrigéré, le gaz déshydraté est évacué en tête d'échangeur par le conduit 9, refroidi par détente, selon un procédé par exemple décrit à la figure 7 et réintroduit au niveau de la partie supérieure de l'échangeur par le conduit 38 qui arrive sensiblement perpendiculairement au plan de la coupe représentée sur la figure 10 dans une enceinte d'alimentation des canaux non représentée sur la figure. Il est évacué après échange thermique par le conduit 39 qui ressort perpendiculairement au plan de la coupe représentée sur la figure 9, le conduit étant relié à une enceinte d'évacuation des canaux non représentée sur la figure. Les enceintes d'alimentation et d'évacuation sont des dispositifs connus de l'homme de métier permettant le passage des fluides circulant dans chacun des canaux dans le conduit d'évacuation et inversement de distribuer le fluide provenant d'un conduit dans les différents canaux. La phase hydrocarbure liquide, éventuellement stabilisée par le rebouilleur 83, est évacuée sous contrôle de niveau (LC, V) par le conduit 8 et la phase aqueuse est évacuée sous contrôle de niveau par le conduit 7. D'autres types d'échangeurs à plaques peuvent être également utilisés, par exemple des échangeurs à plaques en acier inoxydables soudées entre elles, soit bord à bord, soit sur toute leur surface par exemple par une technique de soudage par diffusion. Les plaques peuvent aussi être formées par explosion ou gravées chimiquement. Il est bien entendu que sans sortir du cadre de l'invention, I'homme de métier fera appel à toutes les techniques connues et disponibles pour améliorer le contact entre les phases et/ou la distribution des fluides. La figure 1l 1 schématise un exemple de réalisation d'un plateau permettant de prélever des phases en fonction de leur nature selon un procédé décrit à la figure 4, par exemple. 18 2739917 Le plateau 3 comporte des cheminées 40 permettant au gaz de remonter vers la partie supérieure de l'échangeur. La phase liquide qui est recueillie sur ce plateau peut être évacuée par le conduit 4 avec un débit contrôlé, mais peut également s'écouler par débordement vers la partie inférieure de l'échangeur. Il est ainsi possible de ne recueillir qu'une fraction de la phase liquide arrivant de la partie supérieure de l'échangeur. Si deux phases liquides sont prélevées sur le plateau, par exemple une phase hydrocarbure liquide et une phase aqueuse, il est possible de les évacuer au moins en partie séparément. La phase aqueuse qui est plus lourde tend à s'accumuler au fond du plateau et il est possible de l'évacuer par exemple à travers des perforations 41 aménagées dans le plateau. Tout autre mode d'évacuation de l'une ou l'autre des phases connu de l'homme de l'art pourra être utilisé pour sans sortir du cadre de l'invention. 19 2739917 REVENDICATIONS 1 - Procédé de fractionnement et/ou de traitement d'un gaz contenant au moins deux constituants A et B. tels que la température d'ébullition du constituant A est supérieure à la température d'ébullition du constituant B, caractérisé en ce qu'il comprend au moins les deux étapes de réfrigération et de mise en contact suivantes: a) - au cours d'une première étape on refroidit au moins en partie ledit gaz pour provoquer la condensation d'au moins une première fraction liquide et on met en contact ledit gaz avec ladite fraction liquide dans au moins une première zone de contact Z1, et on recueille en sortie de ladite première zone de contact Z1 au moins une fraction liquide enrichie en constituant A et au moins une fraction gazeuse, b) - au cours d'une deuxième étape, on refroidit au moins en partie ladite fraction gazeuse provenant de l'étape a) pour provoquer la condensation d'au moins une deuxième fraction liquide et on met en contact ladite fraction gazeuse avec ladite deuxième fraction liquide dans au moins une deuxième zone de contact Z2, et on recueille à la sortie de ladite deuxième zone au moins une fraction liquide enrichie en constituant B et au moins une fraction gazeuse. 2 - Procédé selon la revendication 1 caractérisé en ce que l'on réalise, au moins dans l'une desdites zones Z1, Z2, le contact entre la phase gazeuse ascendante et la ou les fractions liquides descendantes au moins en partie à contrecourant. 3 - Procédé selon l'une des revendications 1 et 2 caractérisé en ce que la réfrigération opérée dans l'une au moins des zones de contact Z1, Z2, est assurée par un échange de chaleur au moins en partie continu et à contre-courant sur au moins une partie de la zone de contact. 4 - Procédé selon l'une des revendications 1 à 3 caractérisé en ce que l'on réalise plusieurs étapes de réfrigération et de mise en contact successives pour obtenir n fractions liquides ayant des volatilités différentes, par exemple croissantes, les fractions liquides provenant des étapes successives étant évacuées au fur et à mesure et la fraction gazeuse issue de chacune des étapes étant envoyée à l'étape suivante de manière à obtenir en sortie de dernière étape une fraction gazeuse appauvrie en constituants condensables. 2739917 - Procédé selon l'une des revendications 1 à 4 caractérisés en ce que l'on injecte du solvant au niveau d'au moins une desdites étapes de réfrigération et de mise en contact et/ou un autre fluide. 6 - Procédé de fractionnement et/ou de traitement d'un fluide comportant au moins une phase gazeuse et au moins deux constituants A et B différents par au moins un paramètre dans les conditions du procédé, permettant leur séparation de la phase gazeuse et/ou leur séparation entre eux caractérisé en ce qu'il comporte au moins les deux étapes suivantes: - une première étape au cours de laquelle on injecte ledit fluide dans une première zone Z1 pour réaliser la mise en contact avec échange de matière dudit fluide, et des phases comportant lesdits constituants pouvant être séparés en fonction d'au moins un paramètre caractéristique et pour réaliser la séparation desdits constituants du fluide et de la phase gazeuse, de manière à former au moins une première phase comprenant au moins un desdits constituants, par exemple le constituant A, ladite première phase étant séparée dudit fluide, et - une seconde étape au cours de laquelle on envoie le fluide appauvri en constituant A dans une seconde zone Z2 pour réaliser la mise en contact avec échange de matière dudit fluide, et des phases comportant lesdits constituants séparés, et pour réaliser la séparation desdits constituants restants de la phase gazeuse, pour produire une deuxième phase comprenant au moins un des constituants autres que le constituant A, tel que le constituant B et une phase gazeuse appauvrie en constituants séparés. 7 - Dispositif pour fractionner un fluide comportant au moins une phase gazeuse et au moins deux constituants différents par un paramètre dans les conditions du procédé, permettant leur séparation de la phase gazeuse et/ou leur séparation entre eux caractérisé en ce qu'il comporte au moins une première et une seconde zone (Z1, Z2) comprenant chacune: - un circuit principal permettant la mise en contact avec échange de matière de ladite phase gazeuse et d'au moins un desdits constituants séparés en phase liquide, - des moyens pour séparer la phase gazeuse d'au moins un desdits constituants, - lesdites zones Z1 et Z2 étant séparées et communiquant entre elles par au moins un moyen de soutirage ( 3) d'au moins un desdits constituants séparés, - au moins une desdites zones étant reliée à un conduit d'introduction ( 2) dudit gaz à traiter, et/ou à au moins un conduit d'évacuation ( 4, 8) d'un desdits constituants séparés et l'autre zone étant reliée à un conduit d'évacuation de la phase gazeuse appauvrie en constituants séparés. 8 - Dispositif selon la revendication 7 caractérisé en ce que le paramètre choisi pour distinguer les constituants est la température d'ébullition et les moyens de séparation comporte au moins un circuit de réfrigération ( 5, 6) communiquant indirectement avec ledit circuit principal de mise en contact, pour assurer la condensation des différents constituants, la phase liquide condensée étant évacuée par le conduit (8). 9 - Dispositif selon l'une des revendications 7 et 8 caractérisé en ce qu'il comporte au moins un conduit d'introduction d'un fluide tel qu'un solvant, ledit conduit étant relié à la partie supérieure du circuit principal. - Dispositif selon l'une des revendications 7 et 8 caractérisé en ce qu'il comporte au moins un conduit d'introduction d'un fluide situé au niveau d'au moins un desdits moyens de récupération et/ou au niveau d'une desdites zones. 11 - Dispositif selon l'une des revendications de 7 à 9 caractérisé en ce qu'il comporte au moins un moyen de stabilisation d'au moins une desdites fractions liquides prélevées. 12 - Dispositif selon la revendication 11 caractérisé en ce que lesdits moyens de stabilisation sont incorporés à l'intérieur du dispositif de fractionnement. 13 - Dispositif selon l'une des revendications 8 à caractérisé en ce que ledit circuit de réfrigération est assuré par au moins une partie du gaz traité. 14 - Application du procédé selon l'une des revendications 1 à 7 et du dispositif selon l'une des revendications 8 à 13 pour fractionner un gaz naturel comportant au moins de l'eau, du méthane et des hydrocarbures condensables, tels que les C3+ et/ou éventuellement les C2+.