FR 2901266 A1 20071123 FR 0604415 A 20060517 L'invention concerne le traitement du gaz naturel. Le gaz naturel est composé principalement de méthane, d'éthane, de propane et de butane. Il contient habituellement des quantités plus faibles d'hydrocarbures plus lourds et un pourcentage variable de composés gazeux non hydrocarbonés tels que l'azote, le dioxyde de carbone et l'hydrogène sulfuré. Dans beaucoup de pays, le gaz naturel produit est "acide", ce qui signifie qu'il contient des quantités appréciables d'hydrogène sulfuré et de dioxyde de carbone. Le tableau 1 donne quelques compositions de gaz naturel. Composés Gaz 1 Gaz 2 Gaz 3 Gaz 4 Gaz 5 (pourcentage molaire) H2S 1,34 4,25 5,25 11,2 4,1 CO2 1,99 5,33 7,91 10,1 4,6 H20 0,19 0,32 0,2 0, 25 0,19 N2 0,12 0,17 0,64 0,19 10,69 Méthane 86,17 83,36 68,71 68,37 68,22 Ethane 4,92 2,18 9,8 6,5 7,1 Propane 3 1,27 5,1 1,43 1,8 Butane 1,58 1,1 1,59 1,04 1,7 4- Hydrocarbures 0,69 2,02 0,8 0,92 1,54 lourds (C5+) 100 Tableau 1 De grandes quantités de dioxyde de carbone ne sont pas souhaitables. Cela entraîne un coût de transport du gaz naturel plus élevé, diminue les qualités de combustion, et peut entraîner des propriétés corrosives sous certaines conditions. Le CO2 est généralement toléré à l'échelle du pourcentage. Au contraire, pour que le gaz naturel soit commercialisable, la concentration en hydrogène sulfuré doit être inférieure à quelques ppm, généralement 4 ppm, pour des raisons de toxicité. L'H2S est par ailleurs très corrosif en présence d'eau, et conduit lors de sa combustion à la formation de dioxyde de soufre, lui aussi toxique et corrosif. Ces différentes problématiques impliquent la désacidification des gaz naturels, les spécifications généralement admises sur le gaz naturel désacidifié étant 2% CO2, 4 ppm H2S, et 20 à 50 ppmv S total. Certaines utilisations particulières du gaz naturel, comme la production de GNL (Gaz Naturel Liquéfié) peuvent imposer des spécifications encore plus strictes, notamment sur le CO2, dont la teneur ne doit pas dépasser quelques ppmv. Le gaz naturel peut contenir des quantités importantes d'hydrocarbures lourds, c'est-à-dire des hydrocarbures possédant plus de cinq atomes de carbone. De plus, ce gaz est généralement saturé en vapeur d'eau dans les conditions naturelles. Ces composés peuvent se condenser lors de variations de température ou de pression et alors nuire au transport et à l'utilisation du gaz naturel. Sous certaines conditions, l'eau et le gaz peuvent former des solides appelés "hydrates" et bloquer le transport du gaz par tuyaux ("pipe-line"). C'est pourquoi, la proportion de composés condensables doit être diminuée. Ces contraintes ont nécessité de définir une succession d'étapes de traitements pour permettre la commercialisation du gaz après son extraction. Il est connu de l'homme de l'art qu'il existe trois principales opérations : la désacidification, la deshydratation et le dégazolinage. La première opération a pour objectif l'élimination des composés acides tels que le CO2 et l'H2S. L'étape de déshydratation permet ensuite de contrôler la teneur en eau du gaz désacidifié par rapport à des spécifications de transport. Enfin, l'étape de dégazolinage du gaz naturel permet de garantir le point de rosée hydrocarbure du gaz naturel, là encore en fonction de spécifications de transport. L'étape de désacidification, visant essentiellement à réduire la teneur en CO2 et en H2S du gaz, se fait par exemple par un procédé par absorption, utilisant notamment des solvants chimiques, comme par exemple des amines telles la DEA (diéthanolamine) ou la MDEA (méthyldiéthanolamine). A l'issue de ce traitement, le gaz est aux spécifications quant à la teneur en CO2, typiquement inférieure à 2 % molaire, et en H2S, typiquement 4 ppm molaire. L'étape de déshydratation peut se faire par exemple par un procédé au glycol, en utilisant notamment le TEG (triéthylène glycol), ce qui permet d'abaisser la teneur en eau du gaz à une valeur proche de 60 ppm molaire. Un procédé par adsorption de type TSA ("Thermal Swing Adsorption") sur tamis moléculaire, par exemple de type 3 ou 4A ou encore 13X, ou sur alumine ou gel de silice, peut aussi être utilisé. Dans ce cas, la teneur en eau dans le gaz peut être inférieure à 1 ppm molaire. Une dernière étape de fractionnement par point froid permet enfin de séparer le gaz traité en ses différents constituants de manière à valoriser chacune des coupes produites : coupe Cl, coupe C2, ou coupe C1+C2, coupe C3, coupe C4, et coupe plus lourde C5+, éventuellement encore séparée en diverses fractions complémentaires. Cette chaîne de traitement de gaz peut se situer aussi bien au voisinage du puits d'extraction que dans des sites centralisés. Le traitement au voisinage du puits est toujours nécessaire quand le gaz ne peut pas être transporté sans risque à un site de traitement. La présente invention se propose, par un enchaînement d'étapes, d'améliorer grandement la 20 rentabilité d'extraction du gaz naturel en transformant tout ou partie de l'azote moléculaire contenu parfois en grande quantité dans le gaz naturel en produit valorisable. De manière générale, la présente invention propose un procédé de traitement d'un gaz naturel comportant au moins du méthane et du dioxyde de carbone, dans lequel on retire l'azote du 25 gaz naturel de manière à obtenir un gaz naturel appauvri en azote et un flux riche en azote. Le procédé étant caractérisé en ce qu'on effectue les étapes suivantes : a) on transforme au moins partiellement, par réaction de vapo-réfolniage, en présence d'eau une partie du gaz naturel appauvri en azote de manière à obtenir un premier mélange gazeux comportant du monoxyde de carbone et de l'hydrogène, b) on fait réagir partiellement le premier mélange gazeux obtenu à l'étape a) avec un alcool, de manière à produire un effluent comportant de l'ester formique et de l'hydrogène, ledit effluent étant séparé en un flux riche en ester formique et un flux riche en hydrogène, c) on met en contact ledit flux riche en azote avec ledit flux riche en hydrogène produit à l'étape b), de manière à produire un deuxième mélange gazeux comportant de l'ammoniac. Selon l'invention, on peut purifier le deuxième mélange gazeux obtenu à l'étape c) de manière à obtenir un flux riche en ammoniac. On peut effectuer l'étape a) de manière à ce que ledit premier mélange gazeux obtenu à l'étape a) présente un rapport molaire H2/CO compris entre 3 et 4 moles/mole. On peut effectuer l'étape a) de manière à ce que ledit mélange gazeux obtenu à l'étape a) comporte du monoxyde de carbone, de l'hydrogène et du méthane, et que le flux riche en hydrogène obtenu à l'étape b) comporte, en outre, du méthane. Ledit flux riche en hydrogène obtenu à l'étape b) peut comporter, en outre, des traces de CO 15 ou de CO2 et dans lequel à l'étape c) on fait réagir les traces de CO ou de CO2 avec l'hydrogène de manière à éliminer lesdites traces. L'étape a) peut être opérée à une pression comprise entre 5 bars et 60 bars et à une température comprise entre 500 C et 1000 C. L'étape b) peut être opérée à une pression comprise entre 30 bars et 150 bars et à une 20 température comprise entre 100 C et 400 C. L'étape c) peut être opérée à une pression comprise entre 5 bars et 150 bars et à une température comprise entre 100 C et 500 C. L'alcool mis en oeuvre à l'étape b) peut être le méthanol. Selon l'invention, on peut désacidifier le gaz naturel de manière à obtenir un gaz naturel 25 désacidifié et un flux riche en dioxyde de carbone, et on peut effectuer les étapes suivantes : d) on met en contact le flux enrichi en ammoniac avec le flux riche en dioxyde de carbone de manière à produire, par réaction chimique, du carbamate, e) on décompose chimiquement le carbamate produit à l'étape d) de manière à produire de l'urée. 30 A l'étape d), on peut mettre en contact entre 2 et 4 moles d'ammoniac avec 1 mole de dioxyde de carbone. L'étape d) peut être opérée à une pression comprise entre 100 bars et 250 bars et à une température comprise entre 100 C et 250 C. L'étape e) peut être opérée à une pression comprise entre 2 bars et 20 bars. 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 5 lesquels : - la figure 1 schématise un procédé de traitement de gaz selon l'art antérieur, - la figure 2 représente un premier mode de réalisation du procédé selon l'invention avec production d'ammoniac, - la figure 3 représente un deuxième mode de réalisation du procédé selon l'invention ] o avec production d'urée. La figure 1 présente un cas typique de traitement de gaz : la première étape est la désacidification du gaz, suivi de la déshydratation et du retrait de l'azote, et enfin du dégazolinage (séparation de la coupe Cl des autres coupes hydrocarbonées). 15 Le gaz naturel, débarrassé des boues, eaux de forage et de gisement est acheminé par la ligne 1 à l'unité de désacidification DA. Dans cette unité, des solvants chimiques, comme par exemple des amines telles la DEA ou la MDEA en solution aqueuse, acheminée par la ligne 5, vont capter l'hydrogène sulfuré et le dioxyde de carbone. Le gaz naturel, appauvri en CO2 20 (inférieur à 2%) et en H2S ( La réinjection des gaz acides n'est pas toujours envisageable. Dans ce cas, la transformation de l'H2S en soufre permet de limiter les émissions en composés soufrés tout en transformant l'impureté en composés valorisables. Cette transformation de l'H2S en soufre conduit par 3C ailleurs, dans le cas des unités Claus, à une production de vapeur non négligeable dans les bilans énergétiques des installations. Dans le cas du CO2, l'impossibilité de réinjection conduit à une émission systématique vers l'atmosphère, pouvant alors impliquer des pénalités économiques pour l'émetteur. La réinjection est donc la solution le plus souvent retenue, malgré les investissements et les coûts opérationnels qu'elle implique. Dans l'unité de déshydratation DH, le gaz naturel est mélangé avec un solvant polaire, avide d'eau, comme par exemple les glycols, provenant de la ligne 9. Le gaz naturel va se trouver ainsi appauvri en eau jusqu'à atteindre les spécifications nécessaires à son transport ou à sa commercialisation. Le solvant chargé en eau de l'unité de déshydratation, est alors envoyé dans une unité de régénération, par la ligne 7, où il est chauffé. Par chauffage, il est possible de séparer l'eau, qui est éliminée par la ligne 8, et le solvant régénéré, qui est recyclé à l'unité de déshydratation. Alternativement, la déshydratation du gaz naturel est réalisée par adsorption sur tamis moléculaire. Dans ce cas, l'eau désorbée lors de la régénération du tamis est évacué par la ligne 8. Le gaz naturel circulant dans la ligne 10 peut aussi contenir aussi des quantités d'azote moléculaire (N2) qui peuvent être variables selon l'origine du puits. En général ces teneurs sont comprises entre 0,2% et 18% molaires. Le gaz est alors envoyé par la ligne 10 dans une unité DN de "déazotation", connue de l'homme de l'art, et l'azote est éliminée par la ligne 11. L'élimination de cet azote est basée sur l'utilisation de membrane, sur l'adsorption ou sur la distillation cryogénique. Une trop forte teneur en azote du gaz naturel peut rendre sa production non rentable en abaissant son nombre de Wobbe, indice caractérisant son pouvoir calorifique ou de combustion. L'azote, après séparation, peut être soit injecté dans le sol soit relâché dans l'atmosphère. Le gaz, appauvri en azote, est alors envoyé à l'unité de dégazolinage DG par la ligne 12. Le gaz naturel est ensuite acheminé par la ligne 12 dans l'unité de dégazolinage DG. Le méthane est séparé par point froid, un fractionnement permet enfin de séparer le gaz traité en ses différents constituants de manière à valoriser chacune des coupes produites. Le méthane est d'abord séparé des autres hydrocarbures par la ligne 13. Les autres hydrocarbures sont acheminés par la ligne 14 à un ensemble d'unités de séparation SE où la coupe C2 (éthane) est éliminée par la ligne 15, la coupe C3 (propane) par la ligne 16, la coupe C4 (butane) par la ligne 17 et la fraction C5+ (hydrocarbures possédant plus de cinq atomes de carbone) par la ligne 18. Un schéma décrivant l'invention est présentée sur la figure 2. Cet exemple sert à illustrer l'invention mais n'est en aucun cas limitatif. Cet exemple permet de montrer que la présente invention permet bien d'améliorer la rentabilité d'un puits ou d'une chaîne gaz. Les références de la figure 2 identiques aux références de la figure 1 désignent les mêmes éléments. Sur la figure 2, du méthane prélevé par la ligne 19 sur le conduit 13, est mélangé à de l'eau, acheminée par la ligne 20. Le méthane peut également être prélevé du conduit 12 après l'étape de retrait de l'azote. L' eau peut provenir de l'eau issue de l'unité de régénération RE2 par la ligne 8, et de l'eau d'appoint acheminée par la ligne 21. Ce mélange d'eau et de méthane est envoyé dans l'unité A. 1.0 Dans l'unité A, le mélange méthane et eau va réagir selon la réaction suivante : CH4 + H2O --> CO + 3 H2 réaction endothermique (AH 760 C = 226 kJ/mole) Cette réaction est la réaction de vapo-réformage bien connue de l'homme de l'art. Elle est utilisée couramment dans le but de maximiser le rapport molaire H2/CO. Elle est accompagnée 15 de réactions parasites dont la principale est la réaction de "water-gas-shift" c'est-à-dire : CO + H20 --> CO 2 + H2 réaction exothermique (AH 760 C = - 90 kJ/mole) Industriellement, cette réaction est largement utilisée pour maximiser la production d'hydrogène. De préférence, selon l'invention, on ajuste les conditions de réaction dans l'unité A de manière 20 à ce que le rapport molaire H2/CO désiré en sortie n'excède pas 4 moles/mole. Dans les applications industrielles de la réaction de vaporéformage, la conversion maximale du méthane est recherchée ainsi qu'un rapport molaire H2/CO le plus grand possible (supérieur à 6 moles/mole). Cependant, selon l'invention, on ajuste de préférence le fonctionnement de l'unité A, par exemple la température, la pression, le temps de séjour des réactifs, les 25 catalyseurs, les proportions des réactifs de manière à ce que le rapport molaire H2/CO compris entre 3 et 4 moles/mole en minimisant la production de CO2-, c'est-à-dire un rapport molaire CO2/CO inférieur à 0,3 mole/mole. De plus, on ajuste le fonctionnement de l'unité A de sorte que la quantité de méthane du mélange arrivant par le conduit 19 ne soit pas entièrement consommée. Le mélange gazeux évacué de l'unité A comporte du méthane excédentaire en 30 plus des produits de la réaction. Les réactions chimiques opérées dans l'unité A sont réalisées entre 5 et 60 bars et plus préférentiellement entre 10 et 40 bars et de façon plus précise entre 20 et 40 bars. Les températures de réaction dans l'unité A sont comprises entre 500 C et 1000 C de façon générale et préférentiellement entre 600 C et 900 C. Les catalyseurs généralement utilisés pour cette étape sont à base de nickel déposé sur alumine, ou sur un spinel mixte de magnésie et d'alumine (MgAl2O4) ou sur un aluminate de calcium (CaO(Al203)2). Le mélange gazeux de monoxyde de carbone, d'hydrogène et de méthane non converti issu de l'unité A est envoyé par la ligne 22 dans l'unité B. Un mélange gazeux est mis en contact avec un alcool introduit dans l'unité B par le conduit 23 afin de réagir selon la réaction suivante : CO + ROH --> HCOOR, R peut représenté l'hydrogène H dans ce cas, il s'agit d'eau et la réaction devient la suivante : CO + H2O -> HCOOH . Le produit obtenu est alors de l'acide formique. 1.5 Cependant, à cause des propriétés corrosives de l'acide formique, on préfère mettre en oeuvre un alcool afin d'obtenir de l'ester formique de formule HCOOR qui ne présente pas de danger de manipulation. Cet alcool a pour formule générale ROH où R représente un radical organique. R peut être un radical alkyl comme CH3 dans ce cas l'alcool correspondant est le 20 méthanol, ou CH3CH2 dans ce cas l'alcool correspondant est l'éthanol. Ce radical peut être un aromatique comme C6H5 dans ce cas particuliers l'alcool correspondant est le phénol. De préférence, on utilise le méthanol à cause de son faible coût et de sa disponibilité. Dans ce cas, R représente CH3 et la réaction devient alors : CO + CH3OH -> HCOOCH3L'hydrogène et le méthane non converti issus de l'unité A ne sont pas modifiés par la réaction. La réaction dans l'unité B est généralement effectuée à des pressions comprises entre 1 et 10 bars et de façon préférentielle entre 8 et 30 bars. La température est comprise entre 50 C et 400 C et de façon préférentielle entre 100 et 200 C. Les catalyseurs utilisés pour cette étape B sont généralement des catalyseurs basiques (liquide ou solide) tels que la soude (NaOH) ou l'hydroxyde de calcium (Ca(OH)2). Le mélange ester formique-hydrogène issu de l'unité B est transporté par la ligne 24 jusque dans l'unité C de séparation qui peut être un séparateur gaz-liquide ou par tout autre moyen 5 technique connu de l'homme de l'art. Un module membranaire peut être utilisé avantageusement, ainsi que la cryogénie. L'ester formique est évacué par la ligne 25 alors que le mélange gazeux d'hydrogène et de: méthane non converti est envoyé à l'unité D par la ligne 26. 10 Préalablement à l'entrée dans l'unité D, on peut opérer une étape de méthanation au cours de laquelle les traces restantes de monoxyde et/ou de dioxyde de carbone sont hydrogénées en méthane. Il peut être avantageux d'éliminer toutes traces d'eau contenues dans le mélange gazeux préalablement l'entrée dans l'unité D en utilisant tout procédé connu de l'homme de l'art. 15 L'azote moléculaire (N2), provenant de l'unité DN de "déazotation" est acheminée par la ligne 11 et mélangé au mélange méthane et hydrogène issu de l'unité C par le conduit 26. Le mélange de méthane, d'hydrogène et d'azote est introduit dans l'unité D afin de se transformer selon la réaction suivante- : 20 N2 + 3 H2 --> 2 NH3 , réaction exothermique (A H = -52, 5 kJ/mole) Cette réaction est facilitée par les fortes pressions. La pression dans l'unité D est comprise entre 50 et 300 bars et de façon préférentielle entre 110 et 200 bars. Généralement les températures dans l'unité D sont comprises entre 200 et 900 C de façon préférentielle entre 25 300 C et 500 C. Les catalyseurs utilisés sont généralement à base d'oxydes de fer (FeO, Fe203...). Ils peuvent contenir des additifs à bases d'oxydes (Al203, MgO, SiO2, K20, CaO, CoO...) de l'ordre de 0,1 à 10 % poids. Compte tenu de la forte exothermicité de la réaction produisant l'ammoniac, il est préférable, ainsi qu'il a été préconisé, de limiter la conversion du méthane au cours de la réaction dans l'unité A. Le méthane agit ainsi comme diluant dans l'unité D et permet de limiter l'augmentation de température lors de la réaction. Le mélange gazeux (méthane, hydrogène et ammoniac) sortant de l'unité D est envoyé, par la ligne 28, dans l'unité E de séparation. Cette unité de séparation peut être une colonne de distillation, ou un module membranaire, ou une unité cryogènique ou tout équipement connu de l'homme de l'art apte à une telle séparation. A la sortie de l'unité E, l'hydrogène non consommé par la réaction dans l'unité D est envoyé par la ligne 29 à un lieu de stockage ou peut être recyclé dans l'unité D par la ligne 30. Le méthane, non converti, est recyclé par la ligne 31, par exemple à l'unité de déshydratation DH. L'ammoniac gazeux est évacué par la ligne 32, par exemple -à un lieu de stockage. Le procédé présenté par la figure 2 peut être complété par différentes opérations permettant de produire de l'urée. Un exemple du procédé de production d'urée selon l'invention est schématisé par la figure 3. Les références de la figure 3 identiques à celles de la figure 2 désignent les mêmes éléments. En référence à la figure 3, l'ammoniac gazeux arrivant par la ligne 32 est mélangé avec le dioxyde de carbone acheminé par la ligne 4, provenant de l'unité de régénération RE1. Ce mélange d'ammoniac et de CO2 est introduit dans l'unité F. Dans l'unité F, l'ammoniac et le dioxyde de carbone subissent la réaction suivante : 2 NH3 + CO2 - NH2COONH4 Cette réaction est opérée dans l'unité F à des pressions comprises entre 100 et 250 bars et de 25 préférentielle entre 140 et 250 bars. Les températures sont comprises entre 100 et 250 C et de façon préférentielle entre 180 et 200 C. On obtient un effluent gazeux comportant du carbamate, du CO2, du NH3 évacué de l'unité F par la ligne 35. Selon l'invention, on ajuste le fonctionnement de l'unité F, par exemple la température, la pression, le temps de séjour des réactifs, les catalyseurs, les proportions des 30 réactifs de manière à ce que l'effluent gazeux issu de F présente un rapport molaire NH3/CO220 soit compris entre 2 moles/mole et 4 moles/mole et de façon préférentielle entre 2,5 et 3,5 moles/mole. Le mélange carbamate, CO2 et NH3 non converti subit un "stripping" au CO2 à la même pression que la réaction dans l'unité F afin d'éliminer le mélange CO2 et NH3 non converti qui est recyclé en amont de l'unité F par la ligne 34. Le "stripping" réalisé dans l'unité S consiste à extraire le NH3 non converti par balayage du mélange issu de F par un flux de CO2 arrivant par le conduit 33. Puis, le carbamate est envoyé dans l'unité G, où il subit une décomposition selon la réaction suivante : NH2OOONH4 NH2CONH2 + H2O En général, cette décomposition est réalisée dans l'unité G à faible pression entre 2 et 20 bars et de façon préférentielle entre 2 et 5 bars. L'urée qui peut être obtenue avec une pureté de 99,7% est acheminée par la ligne 38 vers un lieu de stockage. L'eau est éventuellement traitée, puis soit acheminée vers un lieu de stockage par la ligne 36, soit recyclée en amont de l'unité A par la ligne 37. Exemple 1 : Bilan matière selon l'art antérieur. Dans le cas de l'extraction d'un gaz naturel de composition molaire identique à celle du gaz n 5 du tableau 1. Les produits valorisables obtenus en opérant selon le procédé schématisé par la figure 1 sont détaillés dans le tableau 2. Composition du gaz 5 % molaire masse en g Produits valorisables masse en g H2S 4,1 139.4 Soufre 131,2 (S) + Vapeur CO2 4,6 205 H2O 0,19 3,4 N2 10.69 299,3 Méthane 68,22 1091,5 Méthane 1091,52 Ethane 7,1 213 Ethane 213 Propane 1,8 79,2 Propane 79,2 Butane 1.7 98,6 Butane 98,6 Hydrocarbures 1,54 154 Hydrocarbures 154 lourds (C5+) lourds (C5+) somme 100 2283,5 1767,5 tableau 2 100 moles de gaz naturel extrait représentent 2283,5 g de matières extraites. Sur ces matières extraites, un certain nombre seulement de ces produits sont valorisables selon l'art antérieur. La masse totale de ces produits valorisables c'est-à-dire susceptibles d'être vendus représente que 1767,5 grammes. Selon l'art antérieur, au mieux 80% poids des quantités extraites d'un puits de gaz naturel (hors boues de gisement, eau de gisement et de forage) sont susceptibles d'être commercialisés. 10 Exemple 2 : Bilan matière selon l'invention. Dans le cas de l'extraction d'un gaz naturel de composition molaire identique à celle du gaz n 5 du tableau 1, en utilisant la succession d'étapes schématisées par la figure 2, on obtient les 5 produits valorisables détaillés dans le tableau 3. Composition du gaz 5 Produits valorisables % molaire masse en g % molaire masse en g H2S 4,1 139.4 Soufre 131,2 (S) Vapeur CO2 4,6 205 Ester méthyl 641,4 formique H2O 0,19 3,4 N2 10.69 299, 3 Ammoniac 363,5 Méthane 68,22 1091,5 Méthane 920,5 Ethane 7,1 213 Ethane 213 Propane 1,8 79,2 Propane 79,2 Butane 1.7 98,6 Butane 98,6 Hydrocarbures 1,54 154 Hydrocarbures 154 lourds (C5+) ! lourds (C5+) somme 100 2283,5 2601,3 13 tableau 3 100 moles de gaz naturel extrait représentent 2283,5 grammes de matières extraites. A partir de ces matières extraites, selon la succession d'étapes de transformation proposée par la demanderesse il est possible (l'obtenir une masse totale de ces produits valorisables de l'ordre de 2601,3 grammes. Selon la succession d'étapes proposées par la demanderesse, il est possible de commercialiser plus de 98 % poids des quantités extraites d'un puits de gaz naturel (hors boues de gisement, eau de gisement et de forage). 10 Exemple 3 : Bilan matière selon l'invention. Dans le cas de l'extraction d'un gaz naturel de composition molaire identique à celle du gaz n 5 du tableau 1, en utilisant la succession d'étapes schématisées par la figure 3, on obtient les produits valorisables détaillés dans le tableau 4. Composition du gaz 5 % molaire masse en g Produits valorisables masse en g H2S 4,1 139.4 Soufre 131,2 (S) + Vapeur CO2 4,6 205 Ester méthyl 641,4 formique H2O 0,19 3,4 Urée 298,2 N2 10.69 299,3 Ammoniac 284,2 _ 68,22 1091,5 Méthane 920,5 Méthane Ethane 7,1 213 Ethane 213 Propane 1 8 79,2 Propane 79,2 Butane 1.7 98,6 Butane 98,6 Hydrocarbures 1,54 154 Hydrocarbures 154 lourds (C5+) lourds (C5+) _ 100 2283,5 2820,4 somme 15 Tableau 4 100 moles de gaz naturel extrait représentent 2283,5 grammes de matières extraites. A partir de ces matières extraites, selon la succession d'étapes de transformation proposée par la demanderesse il est possible d'obtenir une masse totale de ces produits valorisables c'est-à-dire 20 susceptibles de l'ordre de 2820,4 grammes.5 Selon la succession d'étapes proposées par la demanderesse, il est possible de commercialiser plus de 98 % poids des quantités extraites d'un puits de gaz naturel (hors boues de gisement, eau de gisement et de forage). REVENDICATIONS 1. Procédé de traitement d'un gaz naturel comportant au moins du méthane et du dioxyde de carbone, dans lequel on retire l'azote du gaz naturel de manière à obtenir un gaz naturel appauvri en azote et un flux riche en azote, le procédé étant caractérisé en ce qu'on effectue les étapes suivantes : a) on transforme au moins partiellement, par réaction de vapo-réformage, en présence d'eau une partie du gaz naturel appauvri en azote de manière à obtenir un premier mélange gazeux comportant du monoxyde de carbone et de l'hydrogène, b) on fait réagir partiellement le premier mélange gazeux obtenu à l'étape a) avec un alcool, de manière à produire un effluent comportant de l'ester formique et de l'hydrogène, ledit effluent étant séparé en un flux riche en ester formique et un flux riche en hydrogène, c) on met en contact ledit flux riche en azote avec ledit flux riche en hydrogène produit à l'étape b), de manière à produire un deuxième mélange gazeux comportant de l'ammoniac. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel on purifie le deuxième mélange gazeux obtenu à l'étape c) de manière à obtenir un flux riche en ammoniac. 3. Procédé selon l'une des revendications 1 et 2, dans lequel on effectue l'étape a) de manière à 20 ce que ledit premier mélange gazeux obtenu à l'étape a) présente un rapport molaire H2/CO compris entre 3 et 4 moles/mole. 4. Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, dans lequel on ajuste la réaction de vaporéformage de l'étape a) de manière à ce qu'une partie du méthane ne soit pas consommée afin 25 que ledit mélange gazeux obtenu à l'étape a) comporte du monoxyde de carbone, de l'hydrogène et du méthane, et que le flux riche en hydrogène obtenu à l'étape b) comporte, en outre, du méthane. 5. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, dans lequel ledit flux riche en hydrogène 30 obtenu à l'étape b) comporte, en outre, des traces de CO ou de CO2 et dans lequel à l'étape c) on fait réagir les traces de CO ou de CO2 avec l'hydrogène de manière à éliminer lesdites traces. 6. Procédé selon l'une des revendications 1 à 5, dans lequel l'alcool mis en oeuvre à l'étape b) est le méthanol. 7. Procédé selon l'une des revendications 1 à 6, dans lequel l'étape a) est opérée à une pression comprise entre 5 bars et 60 bars et à une température comprise entre 500 C et 1000 C, l'étape b) est opérée à une pression comprise entre 30 bars et 150 bars et à une température comprise entre 100 C et 400 C, et l'étape c) est opérée à une pression comprise entre 5 bars et 150 bars et à une température 10 comprise entre 100 C et 500 C. 8. Procédé selon l'une des revendications 2 à 7, dans lequel on désacidifie le gaz naturel de manière à obtenir un gaz naturel désacidifié et un flux riche en dioxyde de carbone, et dans lequel on effectue les étapes suivantes : 15 d) on met en contact le flux enrichi en ammoniac avec le flux riche en dioxyde de carbone de manière à produire, par réaction chimique, du carbamate, e) on décompose chimiquement le carbamate produit à l'étape d) de manière à produire de l'urée. 20 9. Procédé selon la revendication 8, dans lequel à l'étape d), on met en contact entre 2 et 4 moles d'ammoniac avec 1 mole de dioxyde de carbone. 10. Procédé selon l'une des revendications 8 et 9, dans lequel l'étape d) est opérée à une pression comprise entre 100 bars et 250 bars et à une température 25 comprise entre 100 C et 250 C, et l'étape e) est opérée à une pression comprise entre 2 bars et 20 bars.