FR 3014329 A1 20150612 FR 1362229 A 20131206 Domaine de l'invention La présente invention concerne le domaine du traitement d'effluents gazeux, notamment les effluents gazeux contenant des métaux lourds et des composés acides, 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, par une intégration énergétique, 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, puis d'éliminer les composés acides. État de la technique 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 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 : Hg ° (g/1) + S (s) HgS (s) (1) Par « Hg ° (g/1) », on entend que le mercure se trouve dissous dans une phase fluide gazeuse (g) ou liquide (I). Par opposition, « (s) » désigne les phases solides 25 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 30 peuvent être utilisées telles que des sulfures métalliques comme par exemple le sulfure de cuivre (CuS). L'arsenic constitue une autre catégorie de métal lourd qu'il convient d'éliminer. Il peut être présent notamment sous forme d'hydrogène arsénié dans certains flux gazeux, 20 tels que les off-gas de raffinerie, notamment ceux issus des unités de craquage catalytique fluidisé (FCC). Il est connu de l'homme de l'art que, sur le même concept que le mercure atomique réagit de manière irréversible avec la phase active de masses de captation constituée de composés minéraux soufrés pour former du sulfure de mercure minéral, l'hydrogène arsénié (ou arsine) -composé gazeux- réagit de manière irréversible et totale avec l'oxyde de plomb ou l'oxyde de cuivre pour former de l'arsénate de plomb ou de l'arsénate de cuivre, constituants solides minéraux solides et de l'eau. Des masses de captation industrielle destinées à l'élimination de l'arsine sont ainsi constituées d'oxyde de plomb ou de cuivre déposé sur un support poreux. 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-précipitation ou une co-granulation de la phase active avec un liant tel que par exemple l'oxyde d'aluminium. 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 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 (McNamara & Wagner, Gas Sep. Purif. vol. 10 p 137-140 (1996)). 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% (Liu, Vidic & Brown, Environ. Sci. Technol. Vol. 34 p 154- 159 (2000)). 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 rejetée dans 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. 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 mercure nonrégénérable, ce qui augmente d'autant les frais d'investissement associés. Une autre solution proposée dans le brevet US5120515 consiste à disposer dans une même 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 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 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 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 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 coûteuse énergétiquement et par voie de conséquence financièrement. La présente invention vise à répondre à une problématique nouvelle en termes de procédés avec l'évolution des schémas de traitement de gaz naturel. En effet, ceux-ci tendent à placer les masses de captation du mercure le plus en amont possible des unités de traitement de gaz pour éviter la diffusion de mercure dans ces installations au lieu de l'emplacement qui était en aval des sécheurs. La différence majeure est que le gaz traité est humide et l'on rencontre des problèmes de condensation capillaire. Le paramètre déterminant est la température dont l'élévation de quelques degrés permet de passer en dessous d'un seuil critique en termes d'humidité relative. Il est connu d'utiliser des solvants liquides régénérables thermiquement pour extraire les composés acides contenus dans un gaz, en particulier dans un gaz naturel. Parmi les solvants les plus couramment utilisés, on peut citer les solutions aqueuses d'amines, et certains solvants physiques tels que le sulfolane, le méthanol, la N-formyl morpholine, l'acétyl morpholine, le carbonate de propylène. Ces procédés d'élimination des composés acides du gaz naturel comportent en général une étape d'extraction du CO2 contenus dans le gaz à traiter par mise en contact de ce gaz avec le solvant régénéré, dans un absorbeur opérant à la pression du gaz à traiter, suivie d'une étape de régénération thermique, opérant généralement à une pression légèrement supérieure à la pression atmosphérique, généralement entre 1 et 5 bars, préférentiellement comprise entre 1,5 et 3 bars. Cette régénération thermique s'effectue généralement dans une colonne équipée au fond d'un rebouilleur et en tête d'un condenseur permettant de refroidir les composés acides libérés par la régénération et de recycler les condensats en tête du régénérateur à titre de reflux. On désignera ce procédé sous le sigle AGRU pour Acid Gas Removal Unit. Lorsque la pression du gaz à traiter est notablement supérieure à la pression atmosphérique, par exemple dans le cas d'un gaz naturel devant être traité sous une pression de l'ordre de 70 bar, le solvant riche en gaz acides obtenu en fond d'absorbeur peut contenir des quantités notables d'hydrocarbures dissous. Il est alors courant d'utiliser une étape de libération de ces hydrocarbures dissous vaporisés par la simple détente du solvant riche en gaz acides. Cette détente s'effectue à une pression intermédiaire entre celle du gaz brut à traiter et celle de l'étape thermique de régénération, typiquement de l'ordre de 5 à 15 bars. On sépare ainsi du solvant riche en CO2, un gaz contenant les hydrocarbures dissous les plus légers et majoritaires en volumes, qui peut être utilisé comme gaz de combustion. Ce gaz est parfois lavé par un flux de solvant régénéré issu de l'étape thermique de manière à réabsorber les composés acides libérés lors de la détente. Ce lavage du gaz libéré par la détente s'effectue en général dans une colonne placée directement sur le ballon de séparation entre le gaz et le liquide détendu. Le solvant ainsi chargé en composés acides est directement mélangé avec le solvant détendu et envoyé vers l'étape de régénération thermique. De manière à réduire les consommations de chaleur de ces procédés, on met généralement en oeuvre une étape d'échange thermique entre le solvant riche, après détente, et le solvant régénéré obtenu chaud en fond de la colonne de régénération. La régénération de ces solvants produit un effluent gazeux riche en composés acides. La présente invention se propose d'exploiter la chaleur fatale, qui est non valorisée dans le procédé et généralement dispersée dans l'environnement, récupérable sur le procédé de traitement des gaz acides pour fournir la chaleur nécessaire à l'abaissement de l'hygrométrie relative du gaz à traiter par les masses de captation du mercure. L'objet de la présente invention est donc de proposer un procédé intégré de traitement de gaz humide qui intègre thermiquement un lit de garde de métal lourd en amont d'une unité de traitement des gaz acides de telle façon que l'on contrôle l'humidité relative du gaz humide traité par le lit de garde. La demanderesse a découvert que, de façon astucieuse, une intégration thermique avec l'unité de traitement des gaz acides (AGRU) directement en aval de l'unité de captation des métaux lourds permet de répondre à la problématique précédemment exposée en assurant une humidité relative suffisamment faible pour éviter les problèmes de condensation et, a fortiori, de condensation capillaire sur les masses du lit de garde de métal lourd, sans changer le nombre d'équipements par rapport à une utilité dédiée à la surchauffe du gaz à traiter et en tendant à diminuer les coûts opératoires par les suppressions de ces mêmes utilités. Résumé de l'invention L'invention concerne un procédé intégré de traitement de gaz pour capter au moins un métal lourd, choisi parmi le mercure et l'arsenic, contenu dans un gaz humide comportant de la vapeur d'eau, et éliminer les composés acides dudit gaz dans lequel : a) on chauffe (100) le gaz humide par échange de chaleur avec un flux liquide ou gazeux chaud issu d'une unité d'élimination des gaz acides (AGRU) située en aval de l'unité de captation des métaux lourds (MGRU) de manière à obtenir un flux partiellement refroidi et un gaz réchauffé à une température Tc (101), b) on met en contact le gaz réchauffé obtenu à l'étape a) avec une masse de captation dudit métal lourd dans ladite unité de captation des métaux lourds (1000) pour obtenir un gaz appauvri en métal lourd (102), c) on élimine au moins une partie des composés acides contenus dans le gaz appauvri en métal lourd dans ladite unité d'élimination des gaz acides (AGRU), pour obtenir un gaz traité (104) en sortie d'absorbeur (3000), un gaz acide (300) en tête de régénérateur (3001) et un solvant régénéré en fond de régénérateur (3001). Avant l'étape c), on peut éliminer préalablement dans une étape b') au moins une partie de la vapeur d'eau contenue dans ledit gaz appauvri en métal lourd (102) au moyen d'un séparateur gaz-liquide (2000). Dans un mode de réalisation, le flux chaud issu de l'unité d'élimination des composés acides provient du gaz traité (104) issu de l'absorbeur de l'unité d'élimination des gaz acides (AGRU). Dans un deuxième mode de réalisation, le flux chaud issu de l'unité d'élimination des composés acides provient du gaz acide (300) issu du régénérateur de l'unité d'élimination des gaz acides (AGRU). Dans un troisième mode de réalisation, le flux chaud provenant de l'unité d'élimination des composés acides provient du solvant régénéré (210) issu du régénérateur de l'unité d'élimination des gaz acides (AGRU). La température Tc est déterminée de préférence de manière à ce que le gaz réchauffé obtenu à l'étape a) présente une humidité relative inférieure à 75%. Dans une variante, la température Tc est déterminée de préférence de manière à ce que le gaz réchauffé obtenu à l'étape a) présente une humidité relative inférieure à 35 %. La masse de captation peut comporter une 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. La masse de captation peut comporter 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). La masse de captation comporte alors de préférence une phase active composée d'un oxyde métallique d'un métal choisi parmi le cuivre (Cu) et le plomb (Pb). De préférence, 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. Dans une variante, avant d'effectuer l'étape c), on effectue une étape supplémentaire de refroidissement du flux partiellement refroidi obtenu à l'étape a), par exemple au moyen d'un aéro réfrigérant. 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 gazeux, des évents d'usine chlore alkali, des évents d'usine de production de terres rares. Lorsque le gaz humide est composé d'un gaz naturel, dans le procédé selon l'invention, avant d'effectuer l'étape a), on effectue de préférence 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). Liste des figures 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 schéma d'une unité de traitement des gaz acides conventionnelle, comprenant une masse de captation de mercure en amont, non intégrée thermiquement et dotée d'un surchauffeur simple de gaz. La figure 2 selon l'invention représente un procédé intégré de traitement d'un gaz naturel selon l'invention, dans une première variante où l'on récupère de la chaleur sur le gaz traité en sortie d'absorbeur. La figure 3 selon l'invention représente un procédé intégré de traitement d'un gaz naturel selon l'invention, proposant une intégration utilisant la chaleur du gaz acide issu du régénérateur. La figure 4 selon l'invention représente un procédé intégré de traitement d'un gaz naturel selon l'invention, proposant une intégration utilisant la chaleur du flux de solvant régénéré issu du régénérateur. La figure 5 représente le schéma d'une unité de traitement des gaz acides conventionnelle, comprenant une masse de captation de mercure sur charbon actif en amont, avec une intégration thermique permettant d'atteindre des températures élevées au niveau de la masse de captation, non conforme à l'invention, au moyen d'un échangeur charge-effluent. La figure 6 selon l'invention représente un procédé intégré de traitement d'un gaz naturel selon l'invention, proposant une intégration utilisant la chaleur du gaz acide issu du régénérateur et permettant d'atteindre des températures élevées au niveau de la masse de captation. La figure 7 selon l'invention représente un procédé intégré de traitement d'un gaz naturel selon l'invention, proposant une intégration utilisant la chaleur du flux de solvant régénéré issu du régénérateur et permettant d'atteindre des températures élevées au niveau de la masse de captation. Description détaillée de l'invention La présente invention consiste à contrôler le taux d'humidité relative d'un gaz humide par une augmentation de la température en amont de la masse de captation de façon à éviter la condensation capillaire. Pour minimiser l'énergie à apporter au gaz humide à traiter, on procède à une intégration thermique entre l'unité de captation des métaux lourds et l'unité d'élimination des composés acides par absorption, par exemple par absorption aux amines, de telle sorte qu'un flux chaud issu de l'unité d'élimination des composés acides par absorption au solvant régénératif réchauffe le gaz humide froid entrant dans la masse de captation. L'intégration thermique selon l'invention se fait au moyen d'un échangeur de chaleur, qui peut être à co-courant ou contre-courant, situé en amont de la masse de captation. Figure 1 La figure 1 représente un schéma de procédé de traitement de gaz naturel tel que connu de l'art antérieur. Le schéma présente un agencement type de ce que rencontre l'homme du métier sur les sites d'exploitation gaziers et n'inclue volontairement pas tous les flux d'utilités, les éléments de contrôles tels que les vannes, les pompes de circulation ou encore les appoints en réactifs tels que ceux utilisés pour prévenir le moussage des colonnes. L'unité d'élimination des gaz acides (Acid Gas Removal Unit, AGRU) est ici représentée par une unité de lavage aux amines, mais l'invention ne se limite pas uniquement à ce type de solvant. On considère un flux de gaz brut contenant des métaux lourds (100), par exemple à 70 bar et 30 °C. Celui-ci est directement issu du puits d'extraction et n'a subi que des séparations primaires telles que la séparation des boues (dite "slug catching") ou une première séparation gaz/liquide. Ce gaz est surchauffé par une utilité chaude dans l'échangeur de chaleur (4000). Cette utilité peut être par exemple une boucle d'huile chaude ou de la vapeur. Il en résulte un gaz surchauffé (101) à une température telle que l'on n'a pas de condensation capillaire sur la masse de captation du mercure contenu dans l'unité de captation de métal lourd, comme par exemple une unité de captation du mercure (MRU, Mercury Removal Unit). Il en résulte un gaz appauvri en métal lourd (102) qui va subir une nouvelle séparation gaz-liquide (2000). Il en résulte un gaz (103) qui va être introduit dans la colonne (3000). Le gaz à traiter est admis par la ligne (103) en fond d'un absorbeur (3000). En tête de l'absorbeur (3000), on récupère le gaz dont sont extraits les gaz acides absorbés par le solvant, injecté en tête d'absorbeur par la ligne (200), ainsi que les fractions des composés co-absorbés, notamment les hydrocarbures. Cet absorbeur opère en général à des températures proches ou légèrement supérieures à la température ambiante, typiquement comprises entre 20 et 100 °C, préférentiellement comprises entre 30 et 90 °C, et à des pressions typiquement comprises entre 10 et 200 bars, préférentiellement entre 20 et 100 bars. Le gaz arrivant par le conduit (103) peut être un gaz naturel disponible à une pression comprise entre 10 et 200 bars, et à une température comprise entre 20 et 100 °C. Ce gaz comporte du 002, éventuellement d'autres composés acides tels que de l'H2S, du COS, des mercaptans et des hydrocarbures. Le gaz traité, c'est à dire appauvri en composés acides, est obtenu en tête d'absorbeur (3000) par la ligne (104), et est ensuite refroidi dans l'échangeur (4001). On a représenté ici un aéroréfrigérant, mais tout autre moyen adéquat de refroidissement connu de l'homme du métier peut être utilisé. Le gaz traité ainsi refroidi est ensuite amené via la ligne (105) dans un ballon de séparation gaz/liquide (2001). Le gaz ainsi séparé est conduit par la ligne (106) vers des unités de post-traitement. Ces étapes sont facultatives et ne sont pas décrites ici. Le condensat du ballon de séparation (2001) est quant à lui envoyé par la ligne (202) vers le ballon de détente (5000). Le solvant riche en gaz acides obtenu en fond d'absorbeur (3000) par la ligne (201) est détendu par un moyen de détente, et admis dans le ballon de détente (5000). Cette première étape de détente est facultative pour la mise en oeuvre du procédé selon l'invention, mais elle permet d'obtenir par la ligne (501) un gaz contenant la majeure partie des hydrocarbures légers co-absorbés par le solvant. Ce gaz peut éventuellement être lavé par une fraction du solvant régénéré et le gaz ainsi obtenu peut être utilisé comme gaz de fuel. Un tel lavage, facultatif, n'est cependant pas représenté ici. Le ballon de détente (5000) opère à une pression P2 inférieure à celle de l'absorbeur (3000) et supérieure à celle du régénérateur (3001). Cette pression est généralement fixée par les conditions d'utilisation du gaz de fuel, typiquement de l'ordre de 5 à 15 bars. Ce ballon opère à une température sensiblement identique à celle du solvant obtenu en fond de l'absorbeur (3000). Le solvant obtenu en fond du ballon (5000) est envoyé par la ligne (203) vers un moyen de préchauffage. On a représenté sur la Figure 1 un échangeur de chaleur (4100) avec le solvant régénéré obtenu en fond de la colonne de régénération (3001), mais tout autre moyen adéquat de préchauffage connu de l'homme du métier peut être utilisé. Le solvant riche en gaz acide ainsi préchauffé est admis par la ligne (204), après détente éventuelle par un moyen de détente, en tête du régénérateur (3001). Dans ce régénérateur, les composés acides absorbés par le solvant, notamment le CO2 et l'H2S, sont vaporisés thermiquement. Ces gaz sont récupérés par la ligne (300) en tête du régénérateur, refroidis dans l'échangeur (4003) et l'eau ainsi que le solvant contenu dans le gaz de tête du régénérateur qui sont majoritairement condensés, séparés dans le ballon de reflux (2002) et recyclés comme reflux en tête de régénérateur par la ligne (205). L'échangeur (4003) a été ici représenté par un aéro-réfrigérant, mais tout autre moyen adéquat de refroidissement connu de l'homme du métier peut être utilisé. Le gaz acide obtenu en tête du ballon séparateur (2002) par la ligne (302) peut être rejeté directement à l'atmosphère, ou être envoyé vers des étapes de post-traitement comme par exemple une SRU (Sulfur Removal Unit) ou un train de recompression en vue d'une réinjection. L'apport de chaleur pour la régénération de l'amine peut se faire de différentes façons, on a représenté ici une vaporisation par effet couramment nommé "strippage" avec de la vapeur générée par le rebouilleur (4200) en fond du régénérateur : la solution d'amine prélevée en fond de colonne (206) est envoyé dans un échangeur de chaleur (4200) typiquement de type kettle où un flux de vapeur (400) se condense partiellement (401) et fournit de la chaleur à la solution d'amine qui est partiellement vaporisée. Elle est ainsi restituée à la colonne (3001) à la fois sous forme liquide (207) et vapeur (208). Cependant, tout apport de chaleur adéquat connu de l'homme du métier peut être utilisé. Les conditions de température et de pression opératoires du régénérateur sont fonction du type de solvant mis en oeuvre. Le régénérateur (3001) opère sous une pression généralement comprise entre la pression atmosphérique et 10 bar, préférentiellement comprise entre 1,05 et 3 bar. La température en fond du régénérateur est généralement comprise entre 100 et 200 °C, préférentiellement comprise entre 110 et 150 °C. En fond du régénérateur (3001), on obtient par la ligne (209) un flux de solvant régénéré chaud qui, après échange de chaleur avec le solvant riche en gaz acides dans l'échangeur (4100), est transféré via la ligne (210) dans un deuxième échangeur (4002) dit de finition pour être refroidi avant appoint éventuel dans le bac de stockage 5100 et recyclage via la ligne (200) en tête d'absorbeur (3000). L'échangeur (4002) a été ici représenté par un aéroréfrigérant, mais tout autre moyen adéquat de refroidissement connu de l'homme du métier peut être utilisé. Figure 2 On représente ici une configuration selon l'invention où la surchauffe du gaz à traiter par l'unité de captation des métaux lourds (MRU), dans le but d'éviter le phénomène de condensation capillaire, est obtenue par intégration thermique avec le flux de gaz traité issu de l'absorbeur de l'unité de lavage aux amines (AGRU). La description reprend la description de la figure 1 à l'exception du surchauffeur (4000). On considère de la même façon et tel que défini précédemment, un flux de gaz humide (100) devant être surchauffé pour abaisser son humidité relative et éviter le phénomène de condensation capillaire sur les masses de l'unité de captation des métaux lourds MRU (1000). Pour cela on effectue (4101) une intégration thermique par la mise en place d'un échange de chaleur, de préférence à contre courant, entre le gaz humide (100) à une température de l'ordre de 30 °C et le gaz traité issu de l'absorbeur (104) à une température de l'ordre de 50 °C. Il en résulte un flux de gaz réchauffé (101) et un flux de gaz traité partiellement refroidi (104b), dont la température pourra être encore abaissée dans un échangeur (4001) de la même façon que décrit précédemment. Figure 3 On représente ici une configuration selon l'invention où la surchauffe du gaz à traiter par l'unité de captation des métaux lourds (MRU) dans le but d'éviter le phénomène de condensation capillaire est obtenue par intégration thermique avec le flux enrichi en composés acides (appelé gaz acide) issu de la tête du régénérateur (3001) de l'unité de lavage aux amines (AGRU). La description de la figure 2 est reprise pour la figure 3, à l'exception du flux (104b) et des flux (300) et (300b). De la même façon que précédemment, on effectue la surchauffe du gaz (100) par un échange (4101) avec un flux issu de l'unité d'élimination des gaz acides AGRU. Il s'agit dans ce mode de réalisation du flux de gaz issu de la tête du régénérateur (300) à une température de l'ordre de 130 °C. Il résulte de cet échange (4101) un flux de gaz à traiter réchauffé (101) et un flux de gaz acide (300b) partiellement refroidi, dont on pourra encore abaisser la température par un aéroréfrigérant (4003) tel que décrit dans la figure 1. Figure 4 On représente ici une configuration selon l'invention où la surchauffe du gaz à traiter par l'unité de captation des métaux lourds MRU dans le but d'éviter le phénomène de condensation capillaire est obtenue par intégration thermique avec le flux de solvant régénéré issu du fond du régénérateur (3001) de l'unité d'élimination des gaz acides (AGRU). La description de la figure 2 est reprise à l'exception du flux (104b) et des flux (210) et (210b). De la même façon que précédemment, on effectue la surchauffe du gaz (100) par un échange (4101) avec un flux issu de l'unité d'élimination des composés acides AGRU. Il s'agit ici du flux de solvant régénéré (dans le cas d'une unité d'absorption aux amines, il s'agit de l'amine pauvre) (210) issu de l'échange charge effluent (4100) à une température proche de 80 °C. Il résulte de cet échange (4101) un flux de gaz à traiter réchauffé (101) et un flux de solvant régénéré (210b) partiellement refroidi dont on pourra encore abaisser la température par un aéroréfrigérant (4002) tel que décrit dans la figure 1. Figure 5 On représente ici une configuration avec une intégration thermique permettant d'atteindre des températures élevées au niveau de l'unité de captation des métaux lourds MRU sans impacter le fonctionnement de l'absorbeur de l'unité d'élimination des composés acides AGRU. En effet, l'absorbeur a une plage de fonctionnement qui conditionne ses performances d'absorption qui sont régies par la température. En effet, plus celle-ci est élevée, moins le solvant se charge en gaz acides et moins le procédé est performant. Cela se traduit en général par une température maximale à l'admission sur le flux (102) de l'ordre de 70 °C. Or si l'on opère le procédé selon la configuration exposée sur la figure 1 tel que la température de l'unité de captation des métaux lourds (1000) est de 100 °C, le gaz traité (102) sort à une température proche de la température d'opération. Pour cette raison et par souci d'économie d'énergie sur l'utilité chaude utilisée pour mettre en température la charge à traiter par l'unité (1000) on a usuellement recours à un schéma tel qu'exposé sur la figure 5 comprenant un échangeur charge-effluent pour intégrer thermiquement l'amont de l'unité de captation des métaux lourds (1000) avec l'aval. Cette configuration permet d'exploiter des plages de températures plus élevées pour l'opération de la masse de captation de l'unité de captation des métaux lourds (1000) et autorise ainsi l'emploi de solide requérant des niveaux d'humidité relative très bas, typiquement inférieurs à 50 % tels que, par exemple, des charbons actifs. La description de la figure 5 reprend la description de la figure 1 à l'exception de tous les flux et unités situés en amont du séparateur (2000). La charge (100) est un gaz humide tel que décrit dans la figure 1. Celui-ci échange thermiquement (4102) avec le flux (101b) issu de la masse de captation (1000), de préférence à contre-courant. Il en résulte un flux préchauffé (100b) et un flux refroidi (102). Le flux réchauffé (100b) est mis à la température désirée pour l'opération de la masse de captation (1000) par une utilité chaude (4004). Il en résulte un flux (101) dont la température est adaptée à l'humidité relative requise par la masse de captation (1000). Le flux (101) est traité sur la masse de captation (1000), il en résulte un flux de gaz traité (101b) à haute température. Ce gaz (101b) échange thermiquement avec la charge (100). Il résulte un flux traité refroidi (102) dont la température est compatible avec l'opération de l'absorbeur (3000). Figure 6 La figure 6 correspond à une configuration selon l'invention où, pour atteindre des températures élevées pour l'opération de la masse de captation, on substitue la fourniture d'utilités dédiées à la surchauffe de la charge par une intégration thermique avec le gaz acide issu du régénérateur de l'unité d'élimination des composés acides AGRU. La description de la figure 6 reprend la description de la figure 5 à l'exception de l'échange (4004) et de la description du flux (300). La charge préchauffée (100b) échange thermiquement dans l'échangeur (4101) avec le flux (300) issu du régénérateur (3001), de préférence à contre-courant. Il en résulte un flux de gaz (300b) refroidi et un flux de gaz (101) réchauffé, de façon à ce que la température du flux (101) soit compatible avec le taux d'humidité relative requis par l'opération de la masse de captation (1000). Figure 7 La figure 7 correspond à une configuration selon l'invention où, pour atteindre des températures élevées pour l'opération de la masse de captation, on substitue à la fourniture d'utilités dédiées à la surchauffe de la charge une intégration thermique avec le solvant régénéré de l'unité d'élimination des gaz acides AGRU. La description de la figure 7 reprend la description de la figure 5 à l'exception de l'échange (4004) et de la description du flux (210). La charge préchauffée (100b) échange thermiquement dans l'échangeur (4101) avec le flux (210) issu de l'échangeur solvant riche/solvant pauvre (4100), de préférence à contre-courant. Il en résulte un fluide (210b) refroidi et un flux de gaz (101) réchauffé de façon à ce que la température du flux (101) soit compatible avec le taux d'humidité relative requis par l'opération de la masse de captation de l'unité de captation des métaux lourds (1000). Unité de captation des métaux lourds Le lit de garde de l'unité de captation de métaux lourds (ici représentée une unité de captation de mercure MRU) (1000) est composé de masses de captation qui ont la capacité d'adsorber le métal lourd. La masse de captation mise en oeuvre est choisie parmi celles connues de l'homme de l'art. La masse de captation est de préférence sous la forme d'un lit composé de particules élémentaires qui peuvent être de toute forme connue de l'homme du métier. Ces dernières peuvent par exemple être sous forme de billes, de cylindres mono- ou multilobés, de préférence avec un nombre de lobes compris entre 2 et 5 ou sous forme d'anneaux. 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. Pour le mercure, la phase active de la masse de captation peut comprendre 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 utilisée peut également être du soufre élémentaire tel que décrit dans le document de brevet FR 2 529 802. Pour l'arsenic, et en particulier sous sa forme gazeuse AsH3, la phase active de la masse de captation peut comprendre des métaux qui, sous leur forme oxyde, réagissent avec l'arsenic. Le ou les oxydes métalliques contenus dans la 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) ou 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, le carbure de silicium 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 25 l'homme du métier telle que par exemple l'imprégnation ou la co-granulation. Le traitement du gaz traité par la masse de captation de l'unité de captation des métaux lourds (1000) 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. 30 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 préférentiellement 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 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 et 50000 h On entend par « V.V.H. » la Vitesse Volumique Horaire de l'effluent gazeux ou liquide dans la masse de captation, c'est-à-dire le volume de l'effluent gazeux ou liquide par volume de réacteur et par heure. Pour un effluent à traiter gazeux, la V.V.H. peut être comprise préférentiellement entre 50 h et 500 h Le contact avec la masse de captation permet avantageusement de capter les métaux lourds, notamment le mercure ou l'arsenic, contenus dans l'effluent à traiter, et d'obtenir un effluent ayant une teneur en métaux lourds, notamment le mercure ou l'arsenic, 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 mercure ou d'arsenic, entre l'effluent gazeux ou liquide avant traitement et l'effluent obtenu après traitement avec le masse de captation peut représenter au moins 90 %, préférentiellement au moins 95 %, et plus préférentiellement au moins 99 `Vo. Unité d'élimination des composés acides Les procédés d'élimination des composés acides d'effluents gazeux, notamment le gaz naturel, comportent en général une étape d'extraction des composés acides, notamment le 002, contenus dans le gaz à traiter par mise en contact de ce gaz avec le solvant régénéré, dans un absorbeur opérant à la pression du gaz à traiter (zone d'absorption), suivie d'une étape de régénération thermique, opérant généralement à une pression légèrement supérieure à la pression atmosphérique, généralement entre 1 et 5 bars, préférentiellement comprise entre 1,5 et 3 bars. Cette régénération thermique s'effectue généralement dans une zone de régénération, à savoir une colonne dite régénérateur, équipée au fond d'un rebouilleur et en tête d'un condenseur, permettant de refroidir les composés acides libérés par la régénération et de recycler les condensats en tête du régénérateur à titre de reflux. L'unité d'élimination des composés acides utilisée dans le procédé selon l'invention est une unité d'absorption au solvant régénératif comme décrite à la figure 1 (dite AGRU, "Acid Gas Removal Unit") comprenant : une zone d'absorption une zone de régénération. Selon l'invention, l'unité d'élimination des composés acides est située en aval de l'unité de captation des métaux lourds. Le solvant peut être de tout type connu de l'homme du métier : solvant physique, amines, seuls ou en mélange. On emploiera de préférence des solvants de type amine. Ainsi, la solution absorbante peut comporter une amine ou un mélange d'amines en solution dans de l'eau. Les amines peuvent être choisies parmi le groupe comportant les amines primaires, les amines secondaires, les amines secondaires stériquement encombrées, les amines tertiaires et des mélanges d'amines tertiaires et d'amines primaires ou secondaires. Concernant les amines primaires, elles peuvent être choisies, seule ou en mélange, parmi la monoéthanolamine (MEA), l'aminoéthyléthanolamine (AEEA), la diglycolamine, la 2- amino-2-méthy1-1 -propanol et ses dérivés non N substitués. Concernant les amines secondaires, elles peuvent être choisies, seules ou en mélange, parmi la diéthanolamine (DEA), la diisopropanolamine (DIPA), la pipérazine et ses dérivés dans lesquels au moins un atome d'azote n'est pas substitué et ses dérivés non N substitués, la morpholine et ses dérivés non N substitués, la pipéridine et ses dérivés non N substitués, la N-(2'-hydroxyéthyl)-2-amino-2-méthy1-1-propanol , la N-(2'-hydroxypropyI)-2- amino-2-méthy1-1 -propanol, la N-(2'-hydroxybuty1)-2-amino-2-méthy1-1 -propanol. Concernant les amines tertiaires, elles peuvent être choisies, seule ou en mélange, parmi la méthyldiéthanolamine (MDEA), la triéthanolamine (TEA), l'éthyldiéthanolamine, la diéthyléthanolamine, la diméthyléthanolamine, la 1 -méthy1-4-(3-diméthylaminopropy1)- pipérazine, la 1-éthyl-4-(diéthylaminoéthyl), la 1-méthyl-4-hydroxy-pipéridine , la 1-méthy1-2- hydroxyméthyl-pipéridine, la 1,2-bis-(2-diméthylaminoéthoxy)-éthane, le Bis(diméthylamino- 3-propyl)éther, le Bis(diéthylamino-3-propyl)éther, le (diméthylamino-2-éthyl)- (diméthylamino-3-propy1)-éther, le (diéthylamino-2-éthyl)-(diméthylamino-3-propyl)-éther, le (diméthylamino-2-éthyl)-(diéthylamino-3-propyl)-éther, le (diéthylamino-2-éthyl)- (diéthylamino-3-propy1)-éther, la N-méthyl-N-(3-méthoxypropyl)-2-aminoéthanol, la N-méthylN-(3-méthoxypropy1)-1-amino-2-propanol, la N-méthyl-N-(3-méthoxypropyI)-1-amino-2- butanol, la N-éthyl-N-(3-méthoxypropyl)-2-aminoéthanol, la N-éthyl-N-(3-méthoxypropyI)-1- amino-2-propanol, la N-éthyl-N-(3-méthoxypropyI)-1-amino-2-butanol, la N-isopropyl-N-(3- méthoxypropyl)-2-aminoéthanol, la N-isopropyl-N-(3-méthoxypropyI)-1-amino-2-propanol, la N-isopropyl-N-(3-méthoxypropyI)-1-amino-2-butanol, la 1-(4-morpholino)-2- (méthylisopropylamino)-éthane, la 1-(4-morpholino)-2-(méthyltertiobutylamino)-éthane, la 1- (4-morpholino)-2-(diisopropylamino)-éthane, la 1-(4-morpholino)-2-(1-pipéridinyl)-éthane et la tertiobutyldiéthanolamine. Concernant les amines secondaires encombrées, elles peuvent être choisies, seule ou en mélange, parmi la N-(2'-hydroxyéthyl)-2-amino-2-méthyl-1-propanol, la N-(2'- hydroxypropy1)-2-amino-2-méthy1-1-propanol, la N-(2'-hydroxybuty1)-2-amino-2-méthy1-1- propanol. Dans les mélanges d'amines tertiaires et d'amines primaires ou secondaires, les amines primaires ou secondaires (activateurs) peuvent être choisies parmi le groupe comportant, la Monoéthanolamine, la Diéthanolamine, la N-butyléthanolamine, la Aminoéthyléthanolamine, la Diglycolamine, la Pipérazine, la 1-Méthylpipérazine, la 2-Méthylpipérazine, la N-(2-hydroxyéthyl)pipérazine, la N-(2-aminoéthyl)pipérazine, la Morpholine, la 3-(méthylamino)propylamine, la 1,6-hexanediamine et tous ses dérivés diversement N-alkylés tels par exemple la N,N'-diméthyl-1,6-hexanediamine, la N-méthyl1,6-hexanediamine ou la N,N',N'-triméthy1-1,6-hexanediamine. Enfin, la solution absorbante peut être choisie parmi le groupe constitué du sulfolane, le méthanol, la N-formyl morpholine, l'acétyl morpholine, le carbonate de propylène, le diméthyl éther polyethylène glycol ou la N-méthyl pyrrolidone ou un mélange d'amine avec un solvant physique et de l'eau. Effluents gazeux traités dans le procédé intégré selon l'invention 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 tels que des fumées de combustion, du gaz de synthèse ou bien encore un effluent hydrocarboné gazeux, par exemple une coupe pétrolière gazeuse ou un fuel gaz de raffinerie. 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/C0 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 %. Un fuel gaz de raffinerie tel que produit par une unité de craquage catalytique en lit fluidisé (ou FCC) est constitué de la manière suivante (composition en fraction molaire) : de 2 à 25 % d'azote moléculaire, de 8 à 35 % d'hydrogène, de 20 à 50 % de méthane, de 5 à 20 % d'éthylène, de 10 à 20 % d'éthane, de 1 à 8 % de propylène, de 1 à 6 % de propane, de 0,2 à 2 (3/0 de C4+, de 0,1 à 2 (3/0 de CO, de 0 à 1 (3/0 de 002, de 20 à 80 ppm d'H2S ou de COS, de 1 à 10 ppm d'arsine, de 1 à 10 ppm de mercure. Ce type de gaz industriel est généralement utilisé à des pressions comprises entre 8 et 25 bar à des températures comprises entre 20 et 50 °C. De préférence, selon l'invention, on effectue le chauffage du gaz avant son introduction dans l'unité de captation des métaux lourds (1001), de manière à ce que le gaz présente un taux d'humidité relative inférieur à 90% de la saturation, de préférence inférieur à 80% et de manière très préférée inférieur à 75% de la saturation. Ce seuil d'hygrométrie dépend des caractéristiques poreuses de la masse de captation de métal lourd. Ainsi, pour une masse de captation comprenant des micropores, le taux d'humidité relative du gaz chauffé est de préférence maintenu inférieur à 35 % de la saturation, de manière très préférée inférieur à 25% de la saturation. Les exemples présentés ci-après à titre non limitatif permettent de mettre en évidence les avantages de l'invention. Exemple 1 : Dans cet exemple, on considère deux solides mésoporeux commerciaux A et B utilisés pour la démercurisation et caractérisés par les distributions de volume poreux 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 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 (y=67.9 mN.m-1 à T=50 °C) et la température T=50 °C. La pression 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 (3/0 du volume poreux total rempli dans le domaine d'hygrométrie Degré hygrométrie (%) Solide A Solide B 0 Selon l'hypothèse d'une répartition homogène de la phase active sur la surface du support, il est possible de calculer la quantité de phase active rendue inactive car inaccessible de par le remplissage des pores en fonction du taux d'hygrométrie.20 Tableau 3 - Pourcentage de phase active inaccessible en fonction du degré d'hygrométrie (3/0 de phase active inaccessible dans le domaine d'hygrométrie Degré hygrométrie (%) Solide A Solide B 0 En accord avec ces données, un test de captation dynamique de mercure mené sur 1g de la masse captation B a montré que l'efficacité de purification était de 100% au bout d'une heure pour un taux d'hygrométrie de 25%; de 99% au bout d'une heure pour un taux d'hygrométrie de 50%; de 70% au bout d'une heure pour un taux d'hygrométrie de 80%; de 15% au bout d'une heure pour un taux d'hygrométrie de 90% et de 0% au bout d'une heure pour un taux d'hygrométrie de 100%. 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 : Dans cet exemple, on considère deux solides commerciaux, possédant des micropores ou des bas mésopores utilisés pour la démercurisation et ayant les distributions de volume poreux représentés sur le Tableau 1. Il s'agit d'une alumine C sur laquelle une phase active vis-à-vis du mercure a été déposée, et d'un charbon actif D. Tableau 4 - Proportion de type de pores des solides A et B étudiés %Volume poreux Solide C Solide D Micropores (d 50 nm) 30 62 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 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 (y=67.9 mN.m-1 à T=50 °C) et la température T=50°C. La pression 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 2.25 Tableau 5 - Pourcentage de volume poreux rempli en fonction du degré d'hygrométrie (3/0 du volume poreux total rempli dans le domaine d'hygrométrie Degré hygrométrie (%) Solide C Solide D 0 En accord avec ces données, un test de captation dynamique de mercure mené sur 1g de la masse captation D a montré que l'efficacité de purification était de 100% au bout d'une heure pour un taux d'hygrométrie de 25%; de 90% au bout d'une heure pour un taux d'hygrométrie de 35%; de 70% au bout d'une heure pour un taux d'hygrométrie de 45%; de 45% au bout d'une heure pour un taux d'hygrométrie de 55% et de 5% au bout d'une heure pour un taux d'hygrométrie de 85%. Le fonctionnement des masses de captation ne sera donc que modérément altéré jusqu'à des taux d'hygrométrie de 40%. 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 35%. Exemple 3 (comparatif) : Cet exemple est donné à titre comparatif et se base sur la configuration décrite dans la Figure 1. Dans cet exemple on se propose d'abaisser la teneur en eau d'un gaz humide saturé en eau en-dessous de 75%, conformément à ce qui est exposé dans l'exemple 1. Cet exemple vise à évaluer la quantité d'énergie nécessaire pour réduire l'hygrométrie relative d'un gaz naturel saturé en eau à 75 % d'humidité relative par réchauffage de l'intégralité du flux à traiter. 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. Tableau 7 - Composition du gaz sec Composé % mol CO2 10,7 02 0.8 N2 0,9 C1 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 C5 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 Simsci Proll, version 9.2. Le modèle thermodynamique sélectionné est basé sur SRK (Soave- Redlich-Kwong). La température à laquelle on atteint une humidité relative de 75 % est de 35,5 °C. La puissance thermique nécessaire pour passer dans l'échangeur (4000) le débit de gaz de 30 °C à 35,5 °C est de 505 kWth (kilowatts thermiques) pour une perte de charge de 0,1 bar. Ensuite le gaz réchauffé est traité sur un lit de garde comprenant une masse de captation de mercure (1000). Exemple 4 : Cet exemple se base sur la description de la figure 2 et vise à illustrer le mode de réalisation de l'invention selon lequel on extrait de la chaleur sur le gaz traité issu de l'absorbeur de l'unité d'élimination des gaz acides par absorption (AGRU) pour réchauffer le gaz humide à traiter. Le tableau 4 fait le bilan des températures et puissances échangées au niveau des échangeurs (4000) et (4001) pour le cas de référence (Figure 1) et (4101) et (4001) pour l'exemple 3. Tableau 8 : bilan des échangeurs de surchauffe de la charge et de refroidissement du gaz traité Référence (Fig.1) Selon l'invention (Fig. 2) Unité 4000 4001 4101 4001 Tic °C 52 52 43 Tfc °C 35 43 35 Tif °C 30 30 Tff °C 35.5 35.5 Puissance kWth 505 1382 505 870 Gain utilités % -100% -37% avec Tic : Température initiale du flux chaud Tfc : Température finale du flux chaud Tif : Température initiale du flux froid Tff : Température finale du flux froid La puissance requise pour l'échange (4000) dans le cas de référence (selon l'exemple 2) est complètement satisfaite par l'implantation de l'échangeur (4101). Cela permet en outre de réduire la demande en refroidissement au niveau de l'échangeur (4001). Exemple 5 : Cet exemple se base sur la description de la figure 3 et vise à illustrer le mode de réalisation de l'invention selon lequel on extrait de la chaleur sur le gaz acide issu du régénérateur de l'unité d'élimination des gaz acides par absorption (AGRU) pour réchauffer le gaz humide à traiter. Le tableau 5 fait le bilan des températures et puissances échangées au niveau des échangeurs (4000) et (4003) pour le cas de référence et (4101) et (4003) pour l'exemple 4. Tableau 9 : bilan des échangeurs de surchauffe de la charge et de refroidissement du gaz acide Référence (Fig. 1) Selon l'invention (Fig. 3) Unité 4000 4003 4101 4003 Tic °C 102 102 98 Tfc °C 35 98 35 Tif °C 30 30 Tff °C 35.5 35.5 Puissance kWth 505 9440 505 8690 Gain utilités % -100% -8% avec Tic : Température initiale du flux chaud Tfc : Température finale du flux chaud Tif : Température initiale du flux froid Tff : Température finale du flux froid La puissance requise pour l'échange (4000) dans le cas de référence (selon l'exemple 2) est complètement satisfaite par l'implantation de l'échangeur (4101). Cela permet en outre de réduire la demande en refroidissement au niveau de l'échangeur (4003). Exemple 6 : Cet exemple se base sur la description de la figure 4 et vise à illustrer le mode de réalisation de l'invention selon lequel on extrait de la chaleur sur l'amine régénérée (solvant régénéré) issue du régénérateur de l'unité d'élimination des gaz acides (AGRU) pour réchauffer le gaz humide à traiter. Le tableau 6 fait le bilan des températures et puissances échangées au niveau des échangeurs (4000) et (4002) pour le cas de référence de l'exemple 3 et (4101) et (4002) pour l'exemple 6. Tableau 10 : bilan des échangeurs de surchauffe de la charge et de refroidissement de l'amine régénérée Référence (Fig.1) Selon l'invention (Fig.4) Unité 4000 4002 4101 4002 Tic °C 78 78 77 Tfc °C 40 77 40 Tif °C 30 30 Tff °C 35.5 35.5 Puissance kWth 505 13130 505 12523 Gain utilités % -100% -5% avec Tic : Température initiale du flux chaud Tfc : Température finale du flux chaud Tif : Température initiale du flux froid Tff : Température finale du flux froid La puissance requise pour l'échange (4000) dans le cas de référence (selon l'exemple 2) est complètement satisfaite par l'implantation de l'échangeur (4101). Cela permet en outre de réduire la demande en refroidissement au niveau de l'échangeur (4002). Exemple 7 (comparatif) : Cet exemple est donné à titre comparatif et se base sur la configuration décrite dans la Figure 5. Dans cet exemple on se propose d'abaisser la teneur en eau d'un gaz humide saturé en eau en-dessous de 35%, conformément à ce qui est exposé dans l'exemple 2. Cet exemple vise à évaluer la quantité d'énergie nécessaire pour réduire l'hygrométrie relative d'un gaz naturel saturé en eau à 35 % d'humidité relative par réchauffage de l'intégralité du flux à traiter. 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 11. Tableau 11 - Composition du gaz sec Composé % mol CO2 10,7 02 0.8 N2 0,9 C1 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 C5 0,1 Lorsque ce gaz est saturé en eau, sa teneur en vapeur d'eau est de 880 ppm mol. L'intégration thermique charge effluent sur la masse de captation des métaux lourds (1000) permet de préchauffer la charge à 60 °C. Les résultats présentés ci-après résultent d'une simulation sous le logiciel Simsci Proll, version 9.2. Le modèle thermodynamique sélectionné est basé sur SRK (SoaveRedlich-Kwong). La température à laquelle on atteint une humidité relative de 35 % est de 70 °C. La puissance thermique nécessaire pour passer dans l'échangeur (4004) le débit de gaz de 60 °C à 70 °C est de 923 kWth (kilowatts thermiques) pour une perte de charge de 0,1 bar. Ensuite le gaz réchauffé est traité sur un lit de garde comprenant une masse de captation de mercure (1000). Exemple 8 : Cet exemple se base sur la description de la figure 7 et vise à illustrer le mode de réalisation de l'invention selon lequel on extrait de la chaleur sur l'amine régénérée (solvant régénéré) issue du régénérateur de l'unité d'élimination des gaz acides (AGRU) pour réchauffer le gaz humide à traiter. Le tableau 12 fait le bilan des températures et puissances échangées au niveau des échangeurs (4004) et (4002) pour le cas de référence de l'exemple 7 et (4101) et (4002) pour l'exemple 8. Tableau 12 : bilan des échangeurs de surchauffe de la charge et de refroidissement de l'amine régénérée Référence (Fig.5) Selon l'invention (Fig.7) Unité 4004 4002 4101 4002 Tic °C 81 80 78 Tfc °C 45 78 40 Tif °C 60 60 Tff °C 70 70 Puissance kWth 923 13992 923 12852 Gain utilités % -100% -8% avec Tic : Température initiale du flux chaud Tfc : Température finale du flux chaud Tif : Température initiale du flux froid Tff : Température finale du flux froid La puissance requise pour l'échange (4004) dans le cas de référence (selon l'exemple 7) est complètement satisfaite par l'implantation de l'échangeur (4101). Cela permet en outre de réduire la demande en refroidissement au niveau de l'échangeur (4002). 20 Exemple 9 (comparatif) : Cet exemple est donné à titre comparatif et se base sur la configuration décrite dans la Figure 5. Dans cet exemple on se propose d'abaisser la teneur en eau d'un gaz humide saturé en eau en-dessous de 15%, et montrer comment la mise en oeuvre de 25 l'invention permet d'assurer la performance de matériaux nécessitant une humidité relative basse, en se plaçant dans l'intervalle 0-25 % d'humidité relative conformément à ce qui est exposé dans l'exemple 2 pour disposer de 100 % de la phase active. 15 Cet exemple vise à évaluer la quantité d'énergie nécessaire pour réduire l'hygrométrie relative d'un gaz naturel saturé en eau à 15 % d'humidité relative par réchauffage de l'intégralité du flux à traiter. 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 13. Tableau 13 - Composition du gaz sec Composé % mol CO2 10,7 02 0.8 N2 0,9 C1 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 C5 0,1 Lorsque ce gaz est saturé en eau, sa teneur en vapeur d'eau est de 880 ppm mol. L'intégration thermique charge effluent sur la masse (1000) permet de préchauffer la charge à 90 °C. Les résultats présentés ci-après résultent d'une simulation sous le logiciel Simsci Proll, version 9.2. Le modèle thermodynamique sélectionné est basé sur SRK (Soave- Redlich-Kwong). La température à laquelle on atteint une humidité relative de 15 % est de 100 °C. La puissance thermique nécessaire pour passer dans l'échangeur (4004) le débit de gaz de 90 °C à 100 °C est de 925 kWth (kilowatts thermiques) pour une perte de charge de 0,1 bar. Ensuite le gaz réchauffé est traité sur un lit de garde comprenant une masse de captation de mercure (1000). Exemple 10 : Cet exemple se base sur la description de la figure 7 et vise à illustrer le mode de réalisation de l'invention selon lequel on extrait de la chaleur sur le gaz acide issu du régénérateur de l'unité d'élimination des gaz acides par absorption (AGRU) pour réchauffer le gaz humide à traiter. Le tableau 14 fait le bilan des températures et puissances échangées au niveau des échangeurs (4004) et (4003) pour le cas de référence de l'exemple 9 et (4101) et (4003) pour l'exemple 10. Tableau 14 : bilan des échangeurs de surchauffe de la charge et de refroidissement de l'amine régénérée Référence (Fig.5) Selon l'invention (Fig.6) Unité 4004 4003 4101 4003 Tic °C 110 111 109 Tfc °C 35 109 35 Tif °C 90 90 Tff °C 100 100 Puissance kWth 925 21134 926 20190 Gain utilités % -100% -4% avec Tic : Température initiale du flux chaud Tfc : Température finale du flux chaud Tif : Température initiale du flux froid Tff : Température finale du flux froid La puissance requise pour l'échange (4004) dans le cas de référence (selon l'exemple 7) est complètement satisfaite par l'implantation de l'échangeur (4101). Cela permet en outre de réduire la demande en refroidissement au niveau de l'échangeur (4003). REVENDICATIONS1. Procédé intégré de traitement de gaz pour capter au moins un métal lourd, choisi parmi le mercure et l'arsenic, contenu dans un gaz humide comportant de la vapeur d'eau, et éliminer les composés acides dudit gaz, comprenant les étapes suivantes : a) on chauffe (100) le gaz humide par échange de chaleur avec un flux liquide ou gazeux chaud issu d'une unité d'élimination des gaz acides (AGRU) située en aval de l'unité de captation des métaux lourds (MGRU) de manière à obtenir un flux partiellement refroidi et un gaz réchauffé à une température Tc (101), b) on met en contact le gaz réchauffé obtenu à l'étape a) avec une masse de captation dudit métal lourd dans ladite unité de captation des métaux lourds (1000) pour obtenir un gaz appauvri en métal lourd (102), c) on élimine au moins une partie des composés acides contenus dans le gaz appauvri en métal lourd dans ladite unité d'élimination des gaz acides (AGRU), pour obtenir un gaz traité (104) en sortie d'absorbeur (3000), un gaz acide (300) en tête de régénérateur (3001) et un solvant régénéré en fond de régénérateur (3001). 2. Procédé selon la revendication 1 dans lequel, avant l'étape c), on élimine préalablement dans une étape b') au moins une partie de la vapeur d'eau contenue dans ledit gaz appauvri en métal lourd (102) au moyen d'un séparateur gaz-liquide (2000). 3. Procédé selon l'une des revendications 1 ou 2 dans lequel le flux chaud issu de l'unité d'élimination des composés acides provient du gaz traité (104) issu de l'absorbeur de l'unité d'élimination des gaz acides (AGRU). 4. Procédé selon l'une des revendications 1 ou 2 dans lequel le flux chaud issu de l'unité d'élimination des composés acides provient du gaz acide (300) issu du régénérateur de l'unité d'élimination des gaz acides (AGRU). 5. Procédé selon l'une des revendications 1 ou 2 dans lequel le flux chaud provenant de l'unité d'élimination des composés acides provient du solvant régénéré (210) issu du régénérateur de l'unité d'élimination des gaz acides (AGRU). 6. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel la température Tc est déterminée de manière à ce que le gaz réchauffé obtenu à l'étape a) présente une humidité relative inférieure à 75%. 7. Procédé selon la revendication 6 dans lequel la température Tc est déterminée de manière à ce que le gaz réchauffé obtenu à l'étape a) présente une humidité relative inférieure à 35%. 8. Procédé selon l'une des revendications 1 à 7, dans lequel la masse de captation comporte une 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). 9. Procédé selon l'une des revendications 1 à 7, dans lequel la masse de captation comporte une phase active composée de soufre élémentaire. 10. Procédé selon l'une des revendications 1 à 7, dans lequel 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). 11. Procédé selon la revendication 10, dans lequel la masse de captation comporte une phase active composée d'un oxyde métallique d'un métal choisi parmi le cuivre (Cu) et le plomb (Pb). 12. Procédé selon l'une des revendications 8 à 11, 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. 13. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel, avant d'effectuer l'étape c), on effectue une étape supplémentaire de refroidissement du flux partiellement refroidi obtenu à l'étape a), par exemple au moyen d'un aéro réfrigérant. 14. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le gaz humide 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 gazeux, des évents d'usine chlore alkali, des évents d'usine de production de terres rares. 15. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le gaz humide 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).