FR 3009205 A1 20150206 FR 1357554 A 20130731 i La présente invention concerne le domaine du traitement d'effluents gazeux contenant des métaux lourds, en particulier des effluents d'origine pétrolière et leurs dérivés tels que le gaz naturel et le gaz de synthèse. Plus précisément, l'invention concerne la captation des métaux lourds, et notamment du mercure ou de l'arsenic, présents dans un effluent gazeux humide, à l'aide d'un procédé permettant, dans un premier temps, de diminuer l'hygrométrie du gaz puis, dans un second temps, de purifier l'effluent ainsi déshumidifié partiellement par une technologie de captation de métal lourd. Le mercure est un contaminant métallique que l'on trouve dans des hydrocarbures gazeux ou liquides produits dans de nombreuses régions du monde telles que le golfe du Niger, l'Amérique du Sud, l'Afrique du Nord ou la région Asie-Pacifique. L'élimination du mercure des hydrocarbures est souhaitée au niveau industriel pour plusieurs raisons. D'une part, la présence de mercure dans ces hydrocarbures fait courir des risques aux opérateurs travaillant au contact de ces produits car le mercure est toxique. Sous forme élémentaire, le mercure est volatil et présente de graves risques de neurotoxicité par inhalation. Sous forme organique, le mercure présente des risques similaires de neurotoxicité par contact cutané. D'autre part, la présence de mercure dans les hydrocarbures est nuisible aux opérations classiques de traitement servant à valoriser ces hydrocarbures. Classiquement, les hydrocarbures sont soumis à des réactions catalytiques telles que l'hydrogénation sélective des oléfines produites par vapocraquage ou le craquage catalytique des hydrocarbures liquides. Or, les catalyseurs utilisés comprenant généralement des métaux nobles tels que le platine et le palladium peuvent être désactivés par le mercure. En effet, le mercure induit un frittage des catalyseurs par amalgame des nanoparticules de métaux nobles. La réduction de la surface spécifique des catalyseurs conduit à une perte très importante de leur activité catalytique. Enfin, l'élimination de mercure est importante car sa présence peut entrainer des problèmes de corrosion des échangeurs de chaleur cryogéniques à base d'aluminium, ce qui peut donner lieu à de graves conséquences industrielles. Entre autres pour ces raisons, on souhaite éliminer ou au moins réduire la concentration en mercure dans les effluents gazeux hydrocarbonés. Industriellement, l'élimination du mercure des effluents gazeux est réalisée par une circulation de l'effluent à traiter au travers de lits de garde mercure (ou unité de démercurisation) remplis de matériaux adsorbants, autrement appelés masses de captation. L'impureté à éliminer, ici le mercure, est alors retenue irréversiblement, de manière préférée par chimisorption, au sein ou à la surface de la masse de captation et 5 l'effluent évacué du lit de masse de captation est alors purifié. La captation du mercure peut être réalisée en faisant réagir, dans une masse de captation, le mercure avec une phase active à base de soufre élémentaire. En effet, le soufre élémentaire, S, réagit de manière irréversible avec le mercure élémentaire, Hg °, de la façon suivante : 10 Hg ° (g/1) + S (s) HgS (s) (1) Par « Hg ° (g/1) », on entend que le mercure se trame dissous dans une phase fluide gazeuse (g) ou liquide (I). Par opposition, « (s) » désigne les phases solides 15 constituées par la phase active de la masse de captation et par le produit de la réaction. Le produit formé, HgS, appelé cinabre ou métacinabre, est une phase minérale inerte chimiquement et solide sur une vaste gamme de température. Le mercure est ainsi piégé dans la masse de captation et l'effluent à traiter est purifié. D'autres phases actives peuvent être utilisées telles que des sulfures métalliques comme par exemple le sulfure 20 de cuivre (CuS). De manière classique, les masses de captation sont obtenues par des méthodes d'imprégnation de phase active sur des supports poreux de type charbons actifs ou alumine ou bien par une co-granulation de la phase active avec un liant tel que par exemple l'oxyde d'aluminium. 25 Cependant, ces masses de captation peuvent présenter des dysfonctionnements lorsque l'effluent gazeux à traiter est humide. D'une part, selon la phase active choisie, celle-ci peut être lixiviée par la présence d'eau liquide ou d'hydrocarbures liquides et être entrainée dans le flux à traiter, ou bien le liant peut réagir avec l'eau pour former une phase dense et compacte qui va boucher la circulation du gaz. D'autre part, la présence 30 d'eau sous forme de vapeur à des taux d'hygrométrie importants dans le gaz à traiter peut entrainer l'apparition de phénomènes de condensation capillaire sur les supports poreux utilisés. Ce phénomène se traduit par l'apparition, à une température donnée, d'eau liquide à des pressions inférieures à la pression de vapeur saturante de l'eau (Po). Pour un pore modèle de forme cylindrique, l'équation de Kelvin (Equation 2) permet de déterminer le rayon de pore critique (Rc) en deçà duquel les pores seront remplis d'eau liquide. Rc = -27Vmcos9/RT/log10(P/P0) (2) où P est la pression du gaz, T est la température du gaz, R est la constante des gaz parfaits (R=8.314 J.K-'.mol-1), Vm est le volume molaire de l'eau, y est la tension de surface gaz/eau et 0 est l'angle de contact eau/solide. P/Po correspond à la définition de l'humidité relative de l'effluent. Les pores de plus petite taille, notamment les micropores (d 50nm) au phénomène de condensation capillaire (d correspondant au diamètre de pores). L'humidité relative du gaz naturel, également nommée taux d'humidité ou degré d'hygrométrie ou taux d'hygrométrie, correspond au rapport de la pression partielle de vapeur d'eau contenue dans le gaz sur la pression de vapeur saturante, également nommée tension de vapeur, à la même température. Elle est donc une mesure du rapport entre le contenu en vapeur d'eau de l'air et sa capacité maximale à en contenir dans ces conditions de pression et de température. Le mécanisme de condensation capillaire peut également avoir lieu avec des vapeurs d'hydrocarbures ou de composés organiques volatils. La présence de condensation capillaire impacte fortement le fonctionnement de la masse de captation puisqu'elle entraine l'apparition d'une importante résistance au transfert de matière dans le lit et empêche le mercure d'accéder à l'intégralité de la phase active. Très souvent, les performances du lit de garde sont alors fortement altérées. Une baisse de performance de masses de captation de type soufre sur charbon actif a ainsi été observée sur la plage de fonctionnement nocturne du lit de garde. Ce dysfonctionnement est attribué à la baisse de température du réacteur durant la nuit qui entraine l'apparition de condensation capillaire dans le lit. De même, il a été montré que pour un gaz modèle (mercure dans azote), ayant une humidité relative de 10 %, les performances de la masse de captation à base de soufre déposé sur un charbon actif diminuent de 25%. Il est donc important de placer le lit de garde mercure à un endroit approprié sur la chaine du procédé pour opérer l'unité de manière optimale. De manière générale, sur une exploitation de gaz naturel, le gaz est extrait du milieu géologique sur des puits de production. A la sortie des puits de production, le gaz naturel est chargé en eau et en hydrocarbures liquides (condensats). On obtient donc un flux triphasique composé de gaz, de liquide et de boues, qui est canalisé dans une unité pour piéger les boues, couramment nommée "slug catcher". Généralement, le "slug catcher" se présente sous la forme de tuyaux disposés selon une pente étudiée qui permet de contrôler l'écoulement du mélange et de déposer les boues. A la sortie de cette unité, le mélange est envoyé dans un séparateur appelé primaire. On obtient ainsi trois phases : eau, condensats et gaz. Le gaz issu du séparateur primaire est envoyé vers un coalesceur qui fait retomber vers le séparateur primaire les entraînements de liquide. A la sortie du coalesceur, le gaz est théoriquement tout juste à la saturation, mais en pratique il y a souvent la présence d'entraînements de liquide plus ou moins importants, le plus souvent sous forme de gouttelettes en suspension dans le gaz, en fonction des performances du coalesceur installé. Le gaz est ensuite désacidifié généralement par une unité d'élimination des gaz acides généralement un traitement aux amines - qui permet d'éliminer sélectivement H2S et 002. Le gaz ainsi traité passe ensuite sur une unité de séchage permettant d'abaisser le taux d'hygrométrie jusqu'à des valeurs de quelques ppm. Le séchage du gaz naturel peut être conduit de manière exclusive par mise en contact avec une solution de glycol ou par circulation dans un lit d'adsorbants. Le lit de garde de mercure est très souvent placé dans la chaine de procédé après ces sécheurs. Le gaz étant asséché de manière importante, le lit de garde peut opérer dans des conditions favorables, notamment en évitant les problèmes de condensation capillaire dans le matériau adsorbant le mercure. Cependant, ces unités de séchage utilisent souvent des composés de type glycol dans lesquels le mercure peut se solubiliser. Le document W02005/047438 montre notamment que la concentration de mercure dans le glycol peut atteindre des valeurs élevées, de l'ordre de 2,9 ppm. Lors de l'étape de régénération, la solution de glycol est chauffée à des températures proches de T=200°C et une partie du mercure est alors rejetéedans l'atmosphère. Une autre solution proposée dans le brevet US5223145 consiste en un procédé éliminant à la fois le mercure et l'eau. Dans ce schéma, un premier lit de tamis moléculaire est utilisé pour éliminer l'eau et le mercure de manière concomitante. Lorsque l'efficacité de purification décroit, le flux est dirigé vers un second lit de tamis moléculaire régénéré. Le premier lit est alors régénéré en passant un gaz chaud et sec en entrée de la colonne pour générer un gaz humide et pollué au mercure au sortir de cette colonne. 5 Ce gaz de régénération doit alors être lui même traité par un lit de garde pour éliminer le mercure. Cette solution est particulièrement inadaptée puisque d'une part elle ne fait que transférer le problème d'un effluent vers un autre et que d'autre part elle nécessite a) de régénérer fréquemment les adsorbeurs à une température difficilement atteignable sur une usine de traitement de gaz et b) de recourir à un second système d'élimination du 10 mercure non-régénérable, ce qui augmente d'autant les frais d'investissement associés. Une autre solution proposée dans le brevet US5120515 consiste à disposer dans une même une colonne des dessicants destinés à éliminer l'eau et des alumines imprégnées d'une phase active permettant de capter le mercure. Cette solution n'est également pas viable économiquement puisqu'il est nécessaire de régénérer 15 périodiquement les dessicants ce qui entraine des surcoûts économiques. De plus il est fait mention dans ce brevet que cette étape de régénération entraine des rejets de mercure qu'il faudra donc retraiter par une autre unité de démercurisation. De plus, le positionnement du lit de garde de mercure en aval du dispositif de séchage entraine la contamination au mercure de toute la chaine de procédé en amont 20 du lit de garde. Même si on dispose le lit de garde mercure entre les unités de désacidification et de déshydratation, toute la chaine de procédé en amont du lit de garde, notamment l'unité de traitement aux amines est polluée au mercure. Il est possible de placer le lit de garde de mercure le plus en amont possible sur 25 la chaine de procédé, par exemple après le coalesceur. Ce positionnement entraine néanmoins plusieurs désavantages. Si le coalesceur n'est pas très efficace voire endommagé, des entrainements de liquide (eau et condensats) continus peuvent alimenter l'unité de démercurisation. D'autre part, même à la saturation, des pertes thermiques dans la ligne entre le 30 coalesceur et l'unité de démercurisation peuvent générer de la condensation. Notamment si la ligne est longue, s'il pleut ou s'il fait froid, la ligne n'étant pas calorifugée l'unité de démercurisation va recevoir d'autant plus de liquides. Enfin, il existe un phénomène de condensation rétrograde, particularité thermodynamique du gaz naturel, générant de la condensation lors de la baisse de pression isotherme du gaz naturel. En pratique, les pertes de charges dans la ligne, mais également dans l'unité de démercurisation, peuvent générer une condensation partielle d'eau et des condensats d'hydrocarbures. La solution la plus directe consiste alors à abaisser le taux d'hygrométrie du gaz humide en appliquant une surchauffe du gaz naturel par le biais par exemple de la présence d'un surchauffeur. Cependant, vu les débits couramment rencontrés dans les unités de gaz naturel, cette solution s'avère être très couteuse énergétiquement et par voie de conséquence financièrement. L'objet de cette invention est de proposer un procédé optimisé de traitement de gaz humide qui permet de placer le lit de garde de métal lourd en aval d'un séparateur gaz-liquide, par exemple un coalesceur, et, de préférence, en amont de l'étape d'élimination des gaz acides tout en assurant un fonctionnement optimal des masses de captation de métal lourd en effectuant une déshumidification partielle du gaz humide issu du séparateur gaz liquide. Le gaz humide est partiellement déshumidifié avant d'opérer l'étape de captation de métal lourd. La demanderesse a découvert que, de façon astucieuse, l'intégration d'une étape de séparation gaz-liquide, par exemple un coalesceur, avec un circuit de compression et de détente du gaz favorise la condensation et le contrôle de l'humidité relative du gaz humide envoyé sur les masses de captation du métal lourd. De manière générale, l'invention décrit un procédé pour capter un métal lourd, choisi parmi le mercure et l'arsenic, contenu dans un gaz humide comportant de la vapeur d'eau, dans lequel on effectue les étapes suivantes : a) on comprime le gaz humide pour produire un gaz comprimé à une pression P1, b) on refroidit le gaz comprimé obtenu à l'étape a) par échange de chaleur avec le gaz détendu obtenu à l'étape d) de manière à obtenir, d'une part, un gaz refroidi comportant de l'eau condensée et, d'autre part, un gaz réchauffé, c) on sépare au moins une partie de l'eau condensée du gaz refroidi de manière à obtenir un gaz appauvri en eau, d) on détend le gaz appauvri en eau de manière à obtenir un gaz détendu, e) on met en contact le gaz réchauffé obtenu à l'étape a) avec une masse de captation du métal lourd pour obtenir un gaz appauvri en métal lourd. Selon l'invention, la pression P1 peut être déterminée de manière à ce que le gaz réchauffé obtenu à l'étape a) présente une humidité relative inférieure à 90%. La masse de captation peut comporter, notamment pour capter le mercure, une 10 phase active choisie parmi au moins un sulfure métallique à base d'un métal choisi dans le groupe constitué par le cuivre (Cu), le chrome (Cr), le manganèse (Mn), le fer (Fe), le cobalt (Co) et le nickel (Ni). La masse de captation peut comporter une phase active composée de soufre élémentaire. 15 Lorsque le gaz humide contient de l'H2S, la masse de captation peut comporter au moins un précurseur d'oxyde métallique d'un métal choisi parmi le cuivre (Cu), le chrome (Cr), le manganèse (Mn), le fer (Fe), le cobalt (Co) et le nickel (Ni). La masse de captation peut comporter, notamment pour capter l'arsenic, une phase active choisie parmi un oxyde métallique d'un métal choisi parmi le cuivre (Cu) et le 20 plomb (Pb). La phase active peut être répartie sur un support poreux, le support poreux étant choisi parmi le groupe constitué par les alumines, les alumines phosphorées, les silices-alumines, les silices, les argiles, les charbons actifs, les zéolithes, les oxydes de titane, les oxydes de zirconium, et leur mélange. 25 A l'étape c), on peut mettre en oeuvre un coalesceur pour séparer l'eau condensée du gaz refroidi obtenu à l'étape b). On peut effectuer au moins l'une des opérations suivantes : - avant d'effectuer l'étape c), on effectue une étape supplémentaire de refroidissement du gaz comportant de l'eau condensée obtenue à l'étape b), 30 - avant d'effectuer l'étape e), on effectue une étape supplémentaire de chauffage du gaz réchauffé obtenu à l'étape b) Le gaz humide peut être choisi parmi l'un des gaz suivants : un gaz naturel, un gaz de schiste, un gaz de houille, un gaz de synthèse, des fumées de combustion, un effluent hydrocarboné, des évents d'usine chlore alkali, des évents d'usine de production de terres rares Pour le cas d'un gaz naturel, avant d'effectuer l'étape a), on peut effectuer les étapes suivantes : - on extrait un gaz naturel d'un gisement souterrain, puis - on introduit le gaz naturel dans un dispositif d'élimination des boues, puis - on introduit le gaz naturel dans un dispositif de séparation gaz liquide, puis on envoie le gaz naturel à l'étape a), puis après l'étape e), on peut effectuer les étapes suivantes : - on élimine au moins une partie de l'H2S et du CO2 contenu dans le gaz appauvri en métal lourd, puis - on élimine au moins une partie de la vapeur d'eau contenue dans le gaz appauvri en métal lourd. D'autres caractéristiques et avantages de l'invention seront mieux compris et apparaîtront clairement à la lecture de la description faite ci-après en se référant aux dessins parmi lesquels : - La figure 1 représente le procédé d'abaissement de la pression partielle en vapeur d'eau d'un gaz humide selon l'invention, - la figure 2 représente un procédé de production d'un gaz naturel intégrant le procédé selon l'invention L'invention consiste à monter en pression le gaz en amont d'une étape de séparation gaz-liquide, par exemple effectuée dans un coalesceur. La température de ce gaz humide est elle aussi augmentée. Il est ensuite refroidi par l'intermédiaire d'un échange de chaleur avec le gaz qui aura été à nouveau détendu en aval du séparateur gaz-liquide à la pression initiale. Ainsi, l'eau sous forme gazeuse dans le gaz humide est condensé sous forme liquide lorsque le gaz est monté en pression et refroidi. Cela permet d'augmenter la quantité d'eau éliminée lors de l'étape de séparation de gaz- liquide. Le gaz issu de l'étape de séparation de gaz-liquide est ensuite détendu, sa température et sa pression sont abaissées. On retrouve le niveau de pression initial. Le gaz détendu est réchauffé par échange de chaleur avec le gaz mis en pression en amont du séparateur gaz-liquide. On retrouve une température proche de la température initiale du gaz humide. Il en résulte un gaz proche des conditions initiales mais dont la teneur en eau a été sensiblement abaissée, par voie de conséquence, son humidité relative est moindre et celle ci peut se trouver ajustée de telle façon à ce que l'on ne rencontre plus de phénomène de condensation capillaire précédemment cité dans l'exposé de la problématique. Le gaz humide peut alors être traité sur des masses de captation de métal lourd sans que celles-ci soient affectées par des phénomènes de condensation capillaire. En référence à la figure 1, le gaz humide arrive par le conduit (100). Le gaz naturel peut être un gaz naturel conventionnel, ou bien un gaz non conventionnel tel qu'un gaz de schiste ou un gaz de houille. Le gaz arrivant par le conduit (100) peut être à une pression comprise entre 2 et 10 MPa, de préférence à une pression comprise entre 5 et 9 MPa, et à une température comprise entre 20 et 80°C, de préférence à une température comprise entre 25 et 70°C. Le gaz humicb comporte de la vapeur d'eau, par exemple à une humidité relative variant entre 30% et 100%. Le gaz humide comporte également au moins un métal lourd, par exemple du mercure et/ou de l'arsenic, dans des proportions pouvant varier 10 nanogrammes et 1 gramme de mercure par Nm3 de gaz. Selon la configuration choisie et selon les conditions du site, on peut choisir de traiter tout ou partie du flux de gaz humide afin d'abaisser sa pression partielle d'eau. Si seule une partie est traitée, la partie traitée est le flux circulant dans le conduit (101) et la partie non traitée est le flux évacué par le conduit (110). La répartition entre les flux (101) et (110) se fait de telle façon à ce que le flux traité circulant dans le conduit (106) et le flux non traité circulant dans le conduit (110), lorsqu'ils sont réunis, produit un gaz circulant dans le conduit (107) qui satisfasse aux exigences en termes de non condensation sur le lit de garde de métal lourd (5000). Le flux de gaz arrivant par le conduit (101) est monté en pression dans un équipement (1000) qui pourra être, par exemple, selon la puissance et le débit désirés, un compresseur centrifuge ou un compresseur alternatif. Le mode d'entraînement du compresseur (1000) peut se faire en fonction des utilités disponibles sur le site. En général l'entraînement peut se faire par accouplement soit avec un moteur électrique, soit avec une turbine à vapeur. La compression permet d'augmenter la pression d'une valeur comprise entre 1 et 20 bars, de préférence entre 1 et 8 bars. La compression du gaz humide est accompagnée d'une augmentation de température : le gaz circulant dans le conduit (102) a une pression et une température plus élevées que le gaz circulant dans le conduit (101). Le gaz arrivant par le conduit (102) va pouvoir céder sa chaleur dans un échangeur de chaleur (2000) par échange thermique avec le gaz détendu arrivant par le 5 conduit (105). Il en résulte un gaz humide évacué de l'échangeur (2000) par le conduit (103) à plus haute pression et dont la température a été abaissée par rapport aux conditions initiale du gaz humide (100). Cet abaissement de température peut être complété de façon facultative par un échange de chaleur supplémentaire dans l'échangeur de chaleur (2001) avec une utilité froide, comme de l'eau de refroidissement 10 par exemple. Il en résulte un flux de gaz (103b). Si on ne met pas en oeuvre l'échangeur de chaleur (2001), le conduit (103) est directement relié au conduit (103b). Cet augmentation de pression combiné à une température abaissée a pour effet la condensation d'une part sensible des composés condensables, dont l'eau, contenus dans le gaz. Ces phases condensées vont pouvoir être éliminées (200) dans un 15 équipement de séparation gaz-liquide (3000). Les phases condensées sont évacuées du séparateur (3000) par le conduit (200). Il en résulte un gaz humide à haute pression et à basse température évacué du séparateur (3000) par le conduit (104), mais débarrassé de ses phases condensées. La fonction de cet équipement (3000) est de séparer le gaz humide des gouttelettes de liquide résultant de la saturation des condensables à la 20 température du système. Cet équipement (3000) est par exemple un coalesceur. Le document EP2473250A2 décrit un exemple de réalisation d'un coalesceur. Le coalesceur (3000) peut être composé d'une enceinte munie d'éléments internes tels que des chicanes et ou des matelas de fibres favorisant la condensation des gouttelettes de liquide contenues dans le gaz. L'élimination des gouttelettes de liquide est préférable car 25 elle évite de se retrouver avec un système où l'on a un gaz saturé qui entraîne en sus des liquides condensés qui iront ensuite se fixer sur le lit de garde de métal lourd. Le gaz circulant dans le conduit (104) est détendu dans un équipement (4000) induisant une perte de charge. Cet équipement peut être, par exemple, une vanne mécanique, une réduction d'orifice ou une turbine. L'utilisation d'une turbine (4000) peut 30 avoir l'avantage de générer une part de la puissance électrique consommée par le compresseur (1000) dans le cas où l'entraînement du compresseur (1000) se fait à l'électricité. Il en résulte un flux de gaz refroidi évacué de l'équipement (4000) par le conduit (105). Ce gaz est détendu à une pression proche de la pression du gaz initial (100). Le gaz circulant dans le conduit (105) est utilisé pour refroidir le gaz humide à haute pression arrivant par le conduit (102), dans l'échangeur de chaleur (2000). On évacue de l'échangeur (2000) par le conduit (106) un gaz basse pression à une température supérieure ou égale à la température initiale du gaz arrivant par le conduit (100). Ainsi, selon l'invention, on peut modifier le taux d'humidité relative du gaz circulant dans le conduit (106), notamment en réglant le niveau de pression du gaz atteint par le compresseur (1000). Par exemple, on ajuste la pression du gaz circulant dans le conduit (102) de manière à ce que le gaz obtenu dans le conduit (106) présente une humidité relative inférieure à 90%, de préférence inférieure à 80%, de manière très préférée inférieure à 75%. Ce seuil d'hygrométrie dépend des caractéristiques poreuses de la masse de captation mercure. Dans la mesure où le flux circulant dans le conduit (106) a des conditions proches des conditions initiales, cela revient dans les faits à ajuster la pression du flux circulant dans le conduit (102) de façon à ce que lorsque la température du gaz haute pression est abaissée en amont du coalesceur (3000), le condensat qui résulte de la montée en pression et de la baisse de la température et qui est éliminée dans le coalesceur (3000), contienne une fraction d'eau condensée correspondant à près d'un quart de l'eau contenue dans le flux initiale (100) si celui-ci était à saturation, voire un tiers, voire plus si l'on souhaite atteindre une humidité relative encore inférieure. Dans le cas où l'on ne traite qu'une partie du flux initial, les flux traité (106) et non traité (110) sont réunis (107). De façon facultative et optionnelle, l'humidité relative du flux résultant (107) pourra encore être abaissée en effectuant une surchauffe du gaz arrivant par le conduit (107) dans l'échangeur de chaleur (2002). Cette surchauffe peut être apportée, par exemple, par une utilité chaude, par un brûleur ou par traçage. Il en résulte un gaz optionnellement surchauffé circulant dans le conduit (108) dont l'humidité relative a été ajustée et qui va pouvoir être traité dans un lit de garde de métal lourd (5000). Il en résulte un gaz traité, c'est-à-dire appauvri en métal lourd, évacué par le conduit (109). Le lit de garde (5000) est composé de masses de captation qui ont la capacité d'adsorber le métal lourd. Il est possible d'utiliser tout type de masses de captation connues de l'homme du métier. La masse de captation mise en oeuvre est choisie parmi celles connues de l'homme de l'art. La masse de captation comporte un composé, couramment dénommé phase active, qui réagit avec le métal lourd de manière à capter le métal lourd sur la masse de captation. La masse de captation est de préférence sous la forme d'un lit composé de granulés. La phase active de la masse de captation peut comprendre, notamment pour capter le mercure, des métaux qui, sous leur forme sulfurée, réagissent avec le mercure. Le ou les sulfures métalliques contenus dans le masse de captation selon l'invention sont à base d'un métal choisi dans le groupe constitué par le cuivre (Cu), le chrome (Cr), le manganèse (Mn), le fer (Fe), le cobalt (Co) et le nickel (Ni). De manière préférée, le ou les métaux du ou des sulfures métalliques sont choisis dans le groupe constitué par le cuivre (Cu), le manganèse (Mn), le fer (Fe) et le nickel (Ni). De manière très préférée, si un seul sulfure métallique est présent, le choix se porte sur le sulfure de cuivre. La phase active utilisé peut également être du soufre élémentaire tel que décrit dans le document de brevet FR 2 529 802. Le lit de garde de mercure étant disposé en amont des unités de désacidification (par exemple une unité aux amines), le gaz à traiter contient de l'H2S. Il est donc également possible d'utiliser le précurseur oxyde métallique, le métal étant choisi parmi le groupe constitué par le cuivre (Cu), le chrome (Cr), le manganèse (Mn), le fer (Fe), le cobalt (Co) et le nickel (Ni), de préférence l'oxyde de cuivre, qui permet d'éliminer de manière concomitante l'H2S et le mercure en étant dans une première étape sulfuré par l'H2S en sulfure métallique puis en réagissant avec le mercure. La phase active de la masse de captation peut comprendre, notamment pour capter l'arsenic, et en particulier sous sa forme gazeuse AsH3, des métaux qui, sous leur forme oxyde, réagissent avec l'arsenic. Le ou les oxydes métalliques contenus dans le masse de captation selon l'invention sont à base d'un métal choisi dans le groupe constitué par le cuivre (Cu), le plomb (Pb). De manière préférée, si un seul oxyde métallique est présent, le choix se porte sur l'oxyde de cuivre (Il) également nommé oxyde de cuivre cuivrique (Cu0). De manière très préférée, si un seul oxyde métallique est présent, le choix se porte sur l'oxyde de plomb (Il) (PbO). De préférence la masse de captation peut être constituée d'une phase active, telle que décrite ci-dessus, répartie sur un support poreux. Le support poreux peut être choisi de préférence parmi les alumines, les alumines phosphorées, les silices-alumines, les silices, les argiles, les charbons actifs, les zéolithes, les oxydes de titane, les oxydes de zirconium, et les mélanges de ceux-ci. Une masse de captation contenant un support et du sulfure de cuivre est par exemple décrite dans le document US 4094777. La masse de captation peut être obtenue par toute voie de préparation connue de l'homme du métier tel par exemple l'imprégnation ou la co-granulation. Le traitement du gaz traité par la masse de captation (5000) est de préférence réalisé en injectant l'effluent à traiter dans un réacteur contenant la masse de captation sous la forme d'un lit fixe. Dans l'équipement (5000), la mise en contact de l'effluent à traiter avec la masse de captation peut être réalisée à une température comprise entre -50°C et 115°C, préférentiellement entre 0°C et 110°C, et plus préérentiellement entre 20°C et 100°C. En outre, elle peut être réalisée à une pression absolue comprise entre 0,01 MPa (0,1 bar) et 20 MPa (200 bars), préférentiellement entre 0,1 MPa (1 bar) et 15 MPa (150 bars), et plus préférentiellement entre 0,1 MPa (1 bar) et 12 MPa (120 bars). De plus, cette étape de mise en contact de l'effluent à traiter avec la masse de captation peut être réalisée avec une V.V.H. comprise entre 0,1 h-1 et 50000 h-1. On entend par « V.V.H. » la Vitesse Volumique Horaire de l'effluent gazeux dans la masse de captation, c'est-à-dire le volume de l'effluent gazeuxpar volume de réacteur et par heure. Pour un effluent à traiter gazeux, la V.V.H. peut être comprise préférentiellement entre 50 h-1 et 500 h-1. Le contact avec la masse de captation permet avantageusement de capter les métaux lourds, notamment le mercure, contenus dans l'effluent à traiter, et d'obtenir un 25 effluent ayant une teneur en métaux lourds, notamment le mercure, réduite par rapport à la teneur de l'effluent initial, voire d'éliminer totalement les métaux lourds de l'effluent. Avantageusement, la diminution de teneur totale en poids de métal lourd, entre l'effluent gazeux avant traitement et l'effluent obtenu après traitement avec le masse de captation peut représenter au moins 90%, préférentiellement au moins 95%, et plus 30 préférentiellement au moins 99%. La figure 2 représente schématiquement un exemple de procédé de production de gaz naturel depuis l'extraction jusqu'à l'opération de désacidification, dans lequel on met en oeuvre le procédé selon l'invention. Les références de la figure 2 identiques aux références de la figure 1 désignent les mêmes éléments. Le gaz naturel extrait du gisement souterrain (1) est envoyé par le conduit (2) dans un dispositif (3) pour piéger les boues, couramment nommé "slug catcher". Les boues sont évacuées du "slug catcher" par le conduit (4). Le gaz naturel issu du dispositif (3) est introduit par le conduit (5) dans un séparateur gaz liquide primaire (6) qui permet d'éliminer un flux liquide comportant de l'eau et des hydrocarbures par le conduit (7). Le gaz humide évacué du séparateur (6) est ensuite introduit par le conduit (101) pour être comprimé par le compresseur (1000) puis introduit dans l'échangeur de chaleur (2000) par le conduit (102) pour être refroidi. Le gaz refroidi évacué de l'échangeur (2000) est introduit par le conduit (103) dans le coalesceur (3000). Les condensats sont évacués du coalesceur (3000) par le conduit (200), tandis que le gaz appauvri en eau est évacué par le conduit (104). Le gaz est ensuite détendu dans l'équipement (4000) avant d'être introduit par le conduit (105) dans l'échangeur de chaleur (2000) pour être réchauffé par échange de chaleur avec le gaz arrivant par le conduit (102). Le gaz circulant dans le conduit (106) est introduit dans le lit de garde de mercure (5000) pour produire un gaz appauvri en mercure évacué par le conduit (109). Le gaz appauvri en mercure est introduit par le conduit (109) dans une unité de désacidification (8). Dans l'unité (8), le gaz est mis en contact avec une solution liquide d'amine qui absorbe l'H2S et éventuellement le CO2 contenu dans le gaz. Le gaz appauvri en composés acides est introduit par le conduit (9) dans l'unité de déshydratation (10). Dans l'unité (10), le gaz naturel peut être mis en contact avec une solution liquide de glycol qui absorbe l'eau contenu dans le gaz. Alternativement, dans l'unité (10), le gaz naturel peut être mis en contact avec des masses solides adsorbant l'eau. Le gaz évacué de l'unité (10) par le conduit (11) peut être commercialisé. Le procédé selon l'invention est particulièrement bien adapté au traitement du gaz naturel. Néanmoins, le procédé selon l'invention peut être appliqué à d'autres types d'effluents gazeux tel que des fumées de combustion, du gaz de synthèse ou bien encore un effluent hydrocarboné gazeux , par exemple un gaz de schiste, un gaz de houille, une coupe pétrolière gazeuse ou un fuel gaz de raffinerie, des évents d'usine chlore alkali, des évents d'usine de production de terres rares. L'effluent gazeux comporte de l'eau en proportion variable qui dépend notamment de son origine et des traitements antérieurs qu'il a pu subir. Typiquement l'hygrométrie relative des fumées est comprise entre 30% et 100%. Les fumées de combustion sont produites notamment par la combustion d'hydrocarbures, de biogaz, de charbon dans une chaudière ou par une turbine à gaz de combustion, par exemple dans le but de produire de l'électricité. Ces fumées ont une température comprise entre 20 et 60°C, une pression comprise entre 1 et 5 bars (1 bar = 0,1 MPa) et peuvent comporter entre 50 et 80 % d'azote, entre 5 et 40 % de dioxyde de carbone, entre 1 et 20 % d'oxygène, et quelques impuretés comme des SOx et des NOx, s'ils n'ont pas été éliminés en amont par un procédé de désacidification. Le gaz de synthèse contient du monoxyde de carbone CO, de l'hydrogène H2 (généralement dans un ratio H2/CO égal à 2), de la vapeur d'eau (généralement à saturation à la température où le lavage est effectué) et du dioxyde de carbone CO2 (de l'ordre de la dizaine de %). La pression est généralement comprise entre 20 et 30 bar, mais peut atteindre jusqu'à 70 bar. Il contient, en outre, des impuretés soufrées (H2S, COS, etc.), azotées (NH3, HCN) et halogénées. Selon le positionnement de l'étape de démercurisation dans la chaîne de purification du gaz de synthèse, son hygrométrie relative est comprise entre 5% et 100%. Les exemples présentés ci-après permettent de mettre en évidence les 20 avantages de l'invention. Exemple 1 (contexte) Dans cet exemple, on considère deux solides mésoporeux commerciaux A et B utilisés pour la démercurisation et caractérisés par les distributions de volume poreux 25 représentés sur le Tableau 1. Tableau 1 - Proportion de type de pores des solides A et B étudiés %Volume poreux Solide A Solide B Micropores (d 50 nm) 51 40 d correspondant au diamètre de pore du solide, mesuré par une méthode de porosimétrie mercure, par exemple la méthode décrite dans le document [Rouquerol F.; Rouerai J.; Singh K. Adsorption by powers & porous solids: Principle, methodology and 5 applications, Academic Press, 1999] Selon l'hypothèse de pores cylindriques, on peut alors appliquer la loi de Kelvin (équation 2) pour déterminer, en fonction du degré d'hygrométrie, la proportion du volume poreux total rempli d'eau liquide. On se place dans les conditions d'un fluide parfaitement mouillant sur la surface (0=0), la tension de surface est égale à celle du système air/eau 10 (y=67.9 mN.m-1 à T=50°C) et la température T=50 °C. Lapression de vapeur saturante de l'eau Po est déterminé par la loi d'Antoine (P0=105.20389-1733.926/(T-39.485)). Le résultat de ce calcul est représenté sur le Tableau 2. Tableau 2 - Pourcentage de volume poreux rempli en fonction du degré d'hygrométrie 15 (3/0 du volume poreux total rempli dans le domaine d'hygrométrie Degré hygrométrie Solide A Solide B 0 Le fonctionnement des masses de captation ne sera donc que modérément altéré jusqu'à des taux d'hygrométrie de 80%. A fortiori, afin de disposer d'une marge de sécurité, il est recommandé de maintenir l'hydrométrie relative du gaz à traiter dans l'étape de démercurisation à une humidité relative inférieure à 75%. Exemple 2 (non conforme à l'invention) Cet exemple est donné à titre comparatif. Il vise à évaluer la quantité d'énergie nécessaire pour atteindre 62,8 % d'humidité relative pour le gaz saturé en eau dans les conditions de l'exemple 1 par simple chauffage du flux de gaz. On se base sur les conditions initiales suivantes : le gaz humide est un gaz naturel saturé en eau, produit à 70 bar et 30 °C et ce pour un débit sec de 140 000 Nm3/h. Sa composition sèche est donnée dans le tableau 3 suivant : Tableau 3 - Composition du gaz sec % mol CO2 10,7 02 0.8 N2 0,9 Cl 77,2 C2 6,6 C3 2,2 iC4 0,2 nC4 0,5 iC5 0,2 nC5 0,3 C6 0,2 C7 0,1 C8 0,1 Lorsque ce gaz est saturé en eau, sa teneur en vapeur d'eau est de 880 ppm mol. Les résultats présentés ci-après résultent d'une simulation sous le logiciel Aspen 10 Hysys v7.2. Le modèle thermodynamique sélectionné est SRK. La température à laquelle on atteint une humidité relative de 62,8 % est de 38,9 °C. La puissance thermique nécessaire pour passer le débit de gaz de 30 °C à 38,9 °C est de 805 kWth. Ensuite le gaz réchauffé est traité sur un lit de garde de mercure. 15 Exemple 3 (selon l'invention) Cet exemple selon l'invention se propose d'abaisser la teneur en eau d'un gaz humide à une valeur de 62,8% inférieure à 75% conformément à ce qui est exposé dans l'exemple 1 afin de prévenir tout phénomène massif de condensation capillaire dans les masses de captation mercure telles que décrites dans l'exemple 1. L'unité de séchage partielle du gaz localisé en amont de l'unité de démercurisation est réalisée selon le procédé de la figure 1, dans lequel on ne met pas en oeuvre les échangeurs de chaleur (2001) et (2002). Les résultats présentés ci-après résultent d'une simulation sous le logiciel Aspen Hysys v7.2. Le modèle thermodynamique sélectionné est SRK (Soave-Redlich-Kwong). On se base sur les conditions initiales suivantes : le gaz humide est un gaz naturel saturé en eau, produit à 70 bar et 30 °C et ce pour un débit sec de 10 140 000 Nm3/h. Sa composition sèche est donnée dans le tableau 3 de l'exemple 2. Lorsque ce gaz est saturé en eau, sa teneur en vapeur d'eau est de 880 ppm mol. Dans cet exemple, on traite l'intégralité de la charge (100). Donc le flux de gaz 15 dans le conduit (110) est nul. Le gaz (101) est monté en pression pour produire le gaz (102) à 74,15 bar par le compresseur (1000), sa température atteint 35°C. Lbfficacité du compresseur est de 75 %, la puissance à fournir est de 285 kWe. Puis le gaz comprimé échange de la chaleur dans l'échangeur (2000) pour une puissance de 1 065kWth. Il en résulte un flux 20 de gaz (103) à 24 °C qui alimente un séparateur gazliquide (3000) produisant 7,8 kmol/h de condensat (200) avec 22 %mol d'eau et un effluent gazeux (104). Cet effluent est détendu (105) dans une turbine à 70 bar avec une efficacité de 75 %. La puissance récupérée au niveau de la turbine est de 147 kWe. La température après détente (105) est de 20,8 °C. Ce flux (105) est chauffé par écharpe thermique (2000) avec le flux (102). 25 Il en résulte un flux (106) à 31,9 °C. L'humidité relative de ce flux (106) est de 62,8% avec une teneur en eau de 613 ppm. La consommation électrique nette est de 138 kWe. A titre d'exemple, si l'on devait considérer une combustion de gaz naturel pour 30 produire l'électricité nécessaire au fonctionnement du compresseur avec un rendement de 40 %, ces 138 kWe d'électricité aurait un équivalent de 345 kWth de gaz. Le choix du 40% de rendement est conservatif, les turbines à gaz pouvant atteindre des rendement électriques nets bien supérieurs à 50 %. Conclusions sur les exemples 2 et 3 : Dans l'exemple 3 (selon l'invention), la puissance thermique équivalente pour obtenir 62,8% d'humidité relative est de 345 kWth. Dans l'exemple 2 (comparatif), la puissance thermique dépensée pour obtenir 62,8 % d'humidité relative est de 805 kWth. La mise en oeuvre de l'exemple 3 selon l'invention par rapport à l'utilisation d'une technologie non conforme à l'invention telle que décrite dans l'exemple 2 induit ainsi la 10 réduction de la consommation d'utilité de chauffe d'un facteur au moins 2. REVENDICATIONS1) Procédé pour capter au moins un métal lourd, choisi parmi le mercure et 5 l'arsenic, contenu dans un gaz humide comportant de la vapeur d'eau, dans lequel on effectue les étapes suivantes : a) on comprime (1000) le gaz humide pour produire un gaz comprimé à une pression P1, b) on refroidit (2000) le gaz comprimé obtenu à l'étape a) par échange de chaleur 10 avec le gaz détendu obtenu à l'étape d) de manière à obtenir, d'une part, un gaz refroidi comportant de l'eau condensée et, d'autre part, un gaz réchauffé, c) on sépare (3000) au moins une partie de l'eau condensée du gaz refroidi de manière à obtenir un gaz appauvri en eau, d) on détend (4000) le gaz appauvri en eau de manière à obtenir un gaz détendu, 15 e) on met en contact le gaz réchauffé obtenu à l'étape a) avec une masse de captation dudit métal lourd (5000) pour obtenir un gaz appauvri en métal lourd. 2) Procédé selon la revendication 1, dans lequel la pression P1 est déterminée de manière à ce que le gaz naturel réchauffé obtenu à l'étape a) présente une humidité 20 relative inférieure à 90%. 3) Procédé selon l'une des revendications 1 et 2, dans lequel la masse de captation comporte une phase active choisi parmi au moins un sulfure métallique à base d'un métal choisi dans le groupe constitué par le cuivre (Cu), le chrome (Cr), le manganèse (Mn), le 25 fer (Fe), le cobalt (Co) et le nickel (Ni). 4) Procédé selon l'une des revendications 1 et 2, dans lequel la masse de captation comporte une phase active composée de soufre élémentaire. 30 5) Procédé selon l'une des revendications 1 et 2, dans lequel lorsque le gaz humide contient de l'H2S, la masse de captation comporte une phase active composée d'au moins un précurseur d'oxyde métallique d'un métal choisi parmi le cuivre (Cu), le chrome (Cr), le manganèse (Mn), le fer (Fe), le cobalt (Co) et le nickel (Ni). 6) Procédé selon l'une des revendications 1 et 2, dans lequel la masse de captation comporte une phase active choisie parmi un oxyde métallique d'un métal choisi parmi le cuivre (Cu) et le plomb (Pb). 7) Procédé selon l'une des revendications 3 à 6, dans lequel la phase active est répartie sur un support poreux, le support poreux étant choisi parmi le groupe constitué par les alumines, les alumines phosphorées, les silices-alumines, les silices, les argiles, les charbons actifs, les zéolithes, les oxydes de titane, les oxydes de zirconium, et leur mélange. 8) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel à l'étape c) on met en oeuvre un coalesceur pour séparer l'eau condensée du gaz naturel refroidi obtenu à l'étape b). 9) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on effectue au moins l'une des opérations suivantes : - avant d'effectuer l'étape c), on effectue une étape supplémentaire de refroidissement du gaz naturel comportant de l'eau condensée obtenue à l'étape b), - avant d'effectuer l'étape e), on effectue une étape supplémentaire de chauffage du gaz naturel réchauffé obtenu à l'étape b) 10) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le gaz humide 25 est choisi parmi l'un des gaz suivants : un gaz naturel, un gaz de schiste, un gaz de houille, un gaz de synthèse, des fumées de combustion, un effluent hydrocarboné, des évents d'usine chlore alkali, des évents d'usine de production de terres rares. 11) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le gaz humide 30 est composé d'un gaz naturel et dans lequel avant d'effectuer l'étape a), on effectue les étapes suivantes : on extrait un gaz naturel d'un gisement souterrain, puis on introduit le gaz naturel dans un dispositif d'élimination des boues, puis- on introduit le gaz naturel dans un dispositif de séparation gaz liquide, puis on envoie le gaz naturel à l'étape a), puis après l'étape e), on effectue les étapes suivantes : - on élimine au moins une partie de l'H2S et du CO2 contenu dans le gaz naturel appauvri en métal lourd, puis - on élimine au moins une partie de la vapeur d'eau contenue dans le gaz appauvri en métal lourd.