La présente invention concerne le traitement de gaz naturel brut avant sa liquéfaction. Un certain nombre de procédés sont utilisés commercialement pour traiter et séparer du gaz brut de tête de puits. Le brevet des Etats-Unis d'Amérique nO 3 393 527 décrit un procédé pour séparer des hydrocarbures lourds d'un gaz naturel dans lequel cette séparation est réalisée au moyen d'une dilatation du gaz. Le brevet des Etats-Unis d'Amérique nO 3 653 220 concerne un procédé pour la récupération d'hélium dans lequel le gaz brut est séché et traité pour retirer le C02 à haute pression. Ce procédé diffère de la présente invention par la décompression partielle et le refroidissement préliminaire du gaz avant sa dilatation dans une turbine de récupération de puissance. I1 existe de la littérature concernant des opérations individuelles pour le traitement de gaz naturel. Par exemple, la publication "Engineering Data Book", 9è édition, publiée par "The Natural Gas Processers Suppliers Association, Tulsa, Oklahoma, donne une description et des éléments estimés de conception pour de nombreux types de techniques de déshydratation de gaz comportant l'utilisation de liquides tels que des glycols, des agents desséchants solides, et un refroidissement per dilatation.Cette publication comporte une partie se rapportant au traitement de gaz naturel pour retirer des gaz acides par les procédés de réaction chimique, dissdlut-ior Lrys-cie éQ asorpien.- De nombreux procédés du commerce utilisés pour sécher, adoucir, récupérer des liquides de gaz naturel, fabriquer des gaz naturels liquéfiés et retirer du dioxyde de carbone, du sulfure d'hydrogène et de l'azote sont décrits dans les pages 93 à 122 de la publication "Hydrocarbon Processing" d'Avril 1971. La présente invention fournit un procédé pour traiter préalablement un gaz brut de tête de puits qui réduit la puissance nécessaire pour le refroidissement en vue de la liquéfaction en utilisant (l'énergie récupérée lors de la dilatation du gaz brut et qui réduit le volume de gaz qui doit être séché dans des lits desséchants coûteux avant la liquéfaction.Suivant un mode de mise en oeuvre général, l'invention comprend les étapes qui consistent à adoucir et sécher le gaz naturel brut à une pression supérieure à 55,4 atmosphères, à dépressuriser le gaz à une pression inférieure à 14,6 atmosphères dans des moyens de récupération d'énergie délivrant de la puissance mécanique, a épurer ou laver le gaz dépressurisé résultant avec un courant pauvre d'hydrocarbures pour retirer les hydrocarbures ayant deux ou plus de deux atomes de carbone par molécule, à faire subir au courant de gaz restant une seconde opération de séchage pour fournir un courant de gaz adapté à la liquéfaction, à extraire les hydrocarbures en C1-C3 du courant riche d'hydrocarbures formé par lavage du courant de gaz dépressurisé, et à utiliser une partie du liquide résultant comme courant pauvre d'hydrocarbures. D'autres caractéristiques et avantages de l'invention ressortiront de la description qui va suivre, faite en se référant au dessin annexé donné uniquement à titre d'exemple et sur lequel la Figure unique représente un mode de réalisation d'une installation pour la mise en oeuvre du procédé suivant l'invention. En se reportant au dessin, un courant de gaz naturel brut est retiré d'une tête de puits 1 et transporté dans une canalisation 2 à une pression sensiblement égale à la pression de la tête de puits. On fait tout d'abord passer ce courant à travers une zone 3 d'adoucissement dans laquelle des gaz acides tels que H2S et C02 sont retirés. De préférence, cette opération est réalisée par contact à contre-courant avec un courant d'une solution pauvre d'amine arrivant par une canalisation 5, et la solution riche d'amine résultante est extraite par une canalisation 6.Le courant de gaz naturel qui se trouve maintenant adouci continue de circuler à travers une canalisation 4 jusqu'à une première zone de séchage 7 dans laquelle l'eau est transférée au glycol sec entrant par une canalisation 10 pour former un courant de glycol humide extrait par une canalisation 9. Le courant résultant de gaz naturel séché est alors envoyé par l'intermédiaire d'une canalisation 8, qui peut être une canalisation collectrice ou de transfert relativement longue, dans une turbine 11 de dilatation. L'enthalpie du gaz est réduite par dilatation et délivrance d'une puissance mecanique à un dispositif consommateur d'énergie tel qu'un compresseur 12 utilisé pour l'opération aval de liquéfaction. Le gaz dépressurisé est envoyé dans un laveur ou épurateur 14 par une canalisation 13 et est mis en contact avec un courant d'hydrocarbures pauvre amené par une canalisation 15. Les conditions maintenues dans le laveur assurent le transfeltde méthane et de pourcentages très substantiels d'hydrocarbures lourds dans le courant d'hydrocarbures pauvre pour former un courant d'hydrocarbures riche extrait par une canalisation 22. Ce courant riche est ensuite séparé dans une colonne de fractionnement 23 pour retirer le méthane par une canalisation 24. Les hydrocarbures restant sont envoyés par une canalisation 25 dans une colonne 26 dans laquelle un courant d'éthane et séaré-et retiré par une canalisation 27 .Finalement, les hydrocarbures arrivent par une canalisation 28 dans une colonne 29 où un courant de propane est retiré par une canalisation 30. Cette séquence de fractionnement produit un courant de liquide en C4+ qui est retiré par une canalisation 31. Un courant de produit liquide net est dérivé dans une canalisation 32 et envoyé dans une colonne de séparation 33 qui produit un courant de butane relativementpurévacué par une canalisation 34. Un courant de condensat du type naphta est extrait par une canalisation 20. La partie restante du liquide en C4+ est refroidie dans un dipositif d'échange thermique 37 et envoyé dans le laveur en tant que courant pauvre d'hydrocarbures. Un courant de gaz riche en méthane est retiré du laveur par une canalisation 16 et envoyé dans une seconde zone de séchage 17. Celle-ci est de préférence une zone de séchage du type à agent desséchant solide. Le courant de gaz sec résultant est maintenant adapté pour passer dans une zone de liquéfaction 18, à partir de laquelle un courant de liquide comprenant du méthane est retiré par une canalisation 21. D'autres dispositifs accessoires et sous-systèmes n'ont pas été représentés sur le dessin dans un but de clarté et de simpli cit. Bien entendu, il doit être entendu que la présente invention n'est pas limitée au mode de réalisation spécifique représenté au dessin et décrit ci-dessus.] Le gaz naturel brut doit être traité avant sa liquéfaction pour plusieurs raisons. En particulier, on notera la nécessité de retirer les composés qui interfèrent -avec le procédé de liquéfaction ou font obstacle à celui-ci, de récupérer les hydrocarbures liquides et de répondre aux spécifications des produits. Le gaz doit être seche pour empêcher la formation de glace dans le procédé pendant les opérations cryogéniques et le sulfure d'hydrogène nepeut pas être toléré du fait de sa toxicité. Par conséquent, la présente invention s'avère utile pour le traitement préalable de gaz naturel devant être liquéfié. Le gaz naturel brut est souvent produit à une pression de tête de puit d'environ 55,4 atmosphères à 373,1 atmosphères ou plus. Un gaz à très haute pression est normalement détendu à une pression d'environ 103 atmosphères à la tête de puit pour permettre l'utilisation de canalisations, de raccords et de vannes de fabrication plus aisée. Ce gaz est ensuite envoyé dans une zone d'adoucissement fonctionnant dans des conditions adaptées pour provoqnerl'extrnction des gaz acïdes y canpris le sulfure d'hydrogène et le dioxyde de carbone. Ces conditions comprennent une pression voisine de la pression de la tête de puit ou de la pression inférieure du gaz brut détendu.Pour cette zone, on peut utiliser tout système qui permette d'extraire ces gaz en descendant de façon effective a une teneur inférieure à 50 parties par million (ppm) et qui soit économique à cette pression élevée. Le C02 est normale- ment présent dans le gaz naturel en une plus grande quantité que le H2S. On l'élimine pour évitersaccngélatioe lors des processus cryogéniques ultérieurs. De préférence, il est prévu dans la zone d'adoucissement une opération de traitement par une amine dans laquelle le gaz brut est envoyé à travers ucontacteurwà contre-courant par rapport à une solution d'amine liquide. L'anine est utilisée sous forme de solution aqueuse et n'a aucune sélectivité pour H2S ou C02. Les éthanolamines sont l'un des réactifs les plus couramment utilisés et sont bien adaptés pour des gaz riches en hydrocarbures lourds. La diéthanolamine (DEA) est utilisée quand le courant de gaz contient du sulfure de carbonyle qui réagit de façon irréversible avec la monoéthanolamine (MEA). Ce type d'adoucissement est similaire à celui mis en oeuvre dans le procédé Girbotol. Dans les installations fonctionnant à la MEA, le pré lève- ment total en gaz acide est normalement limité à environ 0,33 mole de gaz acide par mole de MEA. La concentration du !EA est généralement maintenue dans la plage de 15 à 18% en poids pour limiter la corrosion. La DEA peut être utilisée à des concentrations allant jusqu'à 25t en poids. Avec ces deux solutions, les contacteurs et les séparateurs d'amine associés comportent classiquement entre 18 et 22 plateaux; D'autres procédés sont également disponibles pourl'adou- cissement. Par exemple, le procédé Sulfinol utilise un solvant composé de sulfolane(dioxyde de tétrahydrothiophène) ,de di isopropanolamine (DIPA) et d'eau.On peut également utiliser la diglycolamine (DGA) à des concentrations allant de 50 a 70% en poids dans une solution aqueuse pour adoucir du gaz naturel contenant du sulfure de carbonyle et/ou du disulfure de carbone. La DGA est quelquefois préférée car elle peut être utilisée par des climats plus froids que les autres amines. Un autre groupe de procédés est celui du type au carbonate chaud développé par le Bureau des Mines des Etats-Unis d'Amérique. Ces procédés utilisent une solution aqueuse de carbonate de potassium que l'on fait circuler à travers un absorbeur et un régénérateur à une température d'environ 110 à 1160C. Ces procédés sont limités dans la mesure où ils ne peuvent pas être utilisés avec des courants de gaz ne contenant que du H2S. Les procédés au carbonate chaud les plus connus utilisent un activateur protégé. Ces derniers sont connus sous le nom de procédé Benfield,procédé Catacarb, et procédé Giammarco-Vetrocoke. L'adoucissement peut être également réalisé au moyen d'un procédé dans lequel on fait réagir le H2S avec un oxyde de fer hydraté et l'oxyde de fer est alors régénéré de façon intermittente ou remplacé. Ce procédé est principalement utilisé avec des gaz ayant une faible concentration en H2S. La zone d'adoucissement peut contenir un système séparé pour retirer le H2S. Un procédé qui convient à cet effet est le procédé Stretford dans lequel le gaz est lavé avec une solution aqueuse contenant du carbonate de sodium, du vanadate de sodium, de l'acide anthraquinone disulfonique et des traces de fer chelaté. Ce procédé ne permet de retirer que de petites quantités de CO2, mais une élimination à peu près totale du H2S est possible. Ce procédé peut être mis en oeuvre dans une large gamme de pressions commençant à quelques centimètres de mercure et est normalement utilisé à une température comprise entre la température ambiante et 490C. Le sulfure d'hydrogène se dissout dans la solution alcaline et est oxydé en soufre élémentaire par réaction avec le vanadate. Le liquide en circulation est régénéré par soufflage d'air et le sulfure forme une écume qui est retirée par flottation d'écume. Des procédés physiques par solvant trouvent également une application dans l'adoucissement. Les procédés les plus connus utilisent des solvants tels que le carbonate de propylène anhydre, un éther diméthylique de polyéthylène glycol et le méthanol. L'absorbeur est une tour à plateaux classique ou garnie. La régénération est réalisée par une ou plusieurs des techniques suivantes: détente ou flashing en plusieurs étapes, séparation à basse température avec un gaz inerte, ou chauffage et séparation avec la vapeur du liquide. Des composés sulfurés peuvent également être retirés en utilisant des techniques d'adsorption comprenant un procédé à tamis moléculaires. Le gaz naturel adouci se trouvant à une pression qui n'est réduite par rapport à celle de la tête de puits que par les chutes de pression inhérentes aux canalisations de transfert, à la zone d'adoucissement et éventuellement à la ou les phases de détente est alors envoyé dans une première zone de séchage qui fonctionne également à pression élevée. Dans cette zone, l'eau est enlevée pour empêcher la formation d'hydrates dans les conduites de transmission et pour répondre aux exigences concernant le point de rosée de l'eau. Les techniques de base pour la déshydratation comprennent l'absorption au moyen d'agents desséchants solides ou liquides et la deshydratation au moyen d'un refroidissement par dilatation. Ceci peut comprendre une congélation intentionnelle de l'eau.En général, tout système capable de sécher le gaz en descendant jusqu'à un point de rosée d'environ -290C peut être utilisé. Cependant, il est préférable que la première zone de séchage assure la formation d'un courant de gaz naturel séché ayant un point de rosée de -400C (en viron 0,145 g d'eau par mètres cubes normaux). Un point de rosée nominal du gaz de -400C assurera que les conduites de canalisation sont sèches pour une pression de 62,2 atmosphères et n'importe quelle température supérieure à 3"C. Le degré nécessaire d'élimination d'eau dans la première zone de séchage dépend de plusieurs facteurs, y compris la température ambiante à laquelle les canali sadors de transmission sont exposées. C'est ainsi que dans les régions de climat artique le point de rosée nominal (mesuré à 1 atmosphère) devra etre bien inférieur à -290C. De préférence, la première zone de séchage consiste en un système du type au glycol. Les glycols les plus couramment utilisés sont le triéthylène glycol (TEG), le diéthylène glycol (DEG), et l'éthylène glycol (MEG). Les éléments de base d'un système de séchage au glycol sont un laveur de gaz d'entrée, un contacteur gaz-glycol, un régénérateur de glycol et un échangeur de chaleur. Le processus de séchage comprend les étapes qui consistent à pomper le glycol régénéré jusqutau plateau supérieur d'un contacteur (absorbeur) et à extraire du glycol riche en eau de la partie inférieure du contacteur. Ce glycol subit un échange thermique avec le glycol régénéré et est envoyé dans le régénérateur. Le régénérateur peut fonctionner à la pression atmosphérique dans une gamme de températures comprises entre 191 et 2040C environ. Ce iode de fonctionnement peut produire du TEG régénéré ayant une concentration de 99,0% en poids. Un gaz d'entraînement à un débit pouvant atteindre 1045 m3/m3 normaux de TEG est utilisé dans le régénérateur si des concentrations supérieures en glycol sont dési- rées. Les débits de circulation du glycol peuvent varier d'environ 0,017 a 0,042 m3 de glycol par kilog d'eau devant être extraite. La mise en contact à contre-courant peut être menée à bien sur une certaine gamme de températures, un fonctionnement aux températures de refroidissement d'eau minimales dispoibles inférieures à 49OC étant préféré. Le débit de recyclage et le nombre de plateaux utilisés dans le contacteur varient en fonction de facteurs tels que l'abaissement désiré du point de rosée. Des contacteurs types ont entre 4 et 8 plateaux ou plus. Les opérations de deshydratation paragen-ts desséchants solides utilisent normalement un matériau qui est régénéré dans deux ou plus de deux lits à fonctionnement alterne. I1 est possible de réduire la teneur en eau du gaz à moins de 1 ppm avec un agent desséchant solide. I1 en résulte que ceux-ci sont couramment utilisés-pour sécher du gaz avant le traitement cryogénique et qu'ils sont préférés pour l'utilisation dans la seconde zone de séchage de la présente invention. L'agent desséchant spécifique devant être utilisé dépend de la composition du courant de gaz et du point de rosse nécessaire. Certains agents desséchants sont défavorablement affectés par des gaz acides, des produits chiniques de traitement de puits et des hydrocarbures lourds.Des billes d'alumine activée, de gel de silice etde la silice-alumine sont parmi les matériaux appropriés les plus courants. Les tamis moléculaires tels que le tamis du type 4Afomlent un autre groupe de matériaux appropriés. D'autres détails donlles sur l'utilisation d'agents desséchants peuvent être obtenus dans des références classiques telles que le brevet des Etats-Unis d' Amérique nO 3 205 683. La deshydratation peut être également réalisée au moyen d'un refroidissement par dilatation. Ce procédé n'est pas le préféré étant donné qu1il abaisse la pression du courant de gaz. Cependant, il peut être utilisé lorsque la pression disponible sur le site est extrêmement élevée. Un inhibiteur d'hydrate est souvent injecté, soit de façon continue, soit de façon intermittente. t'ethylene glycol est le plus couramment utilisé, d'autres inhibiteurs étant le diéthylène glycol et le méthanol. Le glycol et laeau qu'il a absorbée sont séparés du courant de gaz ainsi que les hydrocarbures liquides. Le brevet des Etats-Unis d' Amérique nO 3 537 27Q décrit un procédé de deshydratation de gaz naturel utilisant une dilatation et est représentatif de l'état de la technique dans ce domaine. Les termes "zone d'adoucissement" et "zone de séchage" sont employés dans le présent mémoire pour désigner n'importe quel moyen assurant ces fonctions.Il en résulte que ces zones peuvent très bien être combinées. Par conséquent, l'extraction des gaz acides et de l'eau dans un système unique intégré est considérée comme rentrant dans le cadre de l'invention. Certains traitements par solvant ou par tamis moléculaire permettent de retirer à la fois le H2S et l'eau du gaz.Par exemple, le brevet des Etats-Unis d'Amérique nO 3 837 143 décrit l'utilisation d'un éther dialkylique de polyalkylène glycol contenent 2 à 15% en poids d'eau comme solvant, et le brevet des Etats-Unîs d'Amérique nO 3 841 058 décrit un perfectionnement à l'extraction d'eau et de dioxyde de carbone par des absorbants solides et à la régénération des absorbants. Aux zones d'adoucissement et de séchage peuvent être intégrés ou associés des moyens pour retirer l'azote et accroître ainsi la valeur calorifique du gaz. Le brevet des Etats-Unis d'Amérique nO 3 791 157 illustre un tel procédé d'extraction d'azote. A la suite de l'extraction des gaz acides et de l'eau, la partie restante du courant de gaz naturel est envoyée dans un dispositif de récupération d'énergie dans lequel le gaz est dépres surîsé. Le dispositif de récupération d'énergie peut être disposé à une distance sensiblement éloignée de la première zone de séchage. Ceci est dû au fait que les considérations économiques sont genérale- nuent en fer du transport du gaz à une pression élevée. Le dispositif de récupération d'énergie peut être de-n'importe quel type qui délivre une puissance mécanique et assure une réduction de l'enthalpie du courant de gaz. t1 énergie peut être effectivement récupérée jusqu'à des pressions descendant à environ 7,8 à 20,4 atmosphères. Bien entendu, on doit prendre en considération la pression désirée pour les opérations ultérieures de lavage et de liquéfaction. De préférence, le dispositif de récupération d'énergie entraîne l'équipement utilisé dans la zone de liquéfaction I1 est également préférable que le dispositif de récupération d'énergie soit un turboexpaneeur.Ces dispositifs sont déjà largement utilisés et leur conception est bien connue des spécialistes de la technique. Des informations plus détaillées sur cette question sont disponibles dans la littérature, et notamment dans l'article de la revue "Journal of Engineering for Industry", Février 1973, pages 227 à 234. Le courant résultant à basse pression de gaz naturel séché et adouci est ensuite envoyé dans une zone de lavage dans laquelle il:est mis en contact à contre-courant avec un courant pauvre d'hydrocarbures liquides. Le but de cette opération est de retirer les hydrocarbures lourds, terme qudésigne ici tous les hydrocarbures ayant plus de 2 atomes de carbone par molécule. La zone de lavage doit assurer l'extraction de plus de 50% de l'éthane et de sensiblement la totalité du propane, du butane, du pentane, etc. L'Expression "sensiblement la totalité" est utilisée ici pour ddslgner une extraction supérieure à 90% molairede chaque hydrocarbure. Il en résulte la formation d'un courant de gaz net riche en méthane mais contenant également de l'azote et de l'éthane. Ce courant de gaz net constitue la charge de la zone de liquéfaction et doit contenir au moins 80% de méthane. Le volume du courant de gaz net sera normalement de l'ordre de 80 a 85% de celui du gaz naturel brut. Ceci est avantageux car cela permet une réduction de la taille nécessaire de la seconde zone aval de séchage. La configuration et le fonctionnement de la zone de lavage sont bien connus. De préférence, on utilise une colonne verticale contenant 5 ou plus de 5 plateaux., mais une tour garnie peut être utilisée en variante. De hautes pressions favorisent le transfert des hy~drocccbures lourds dans le liquidede lavage, et il est par conséquent souhaitable que la zone de lavage fonctionne à une pression supérieure à 4,4 atmosphères. Une température d'environ 160C à 930C doit être maintenue dans cette zone.Etant donné que l'opération de lavage est exothermique, elle peut rendre nécessaire le sousrefroidissement de l'un des courants d'alimentation ou l'installation de moyens de refroidissement intermédiaires. I1 est préférable que les hydrocarbures en C4 à C6 prédominent dans le liquide de lavage et que les hydrocarbures ayant plus de 6 atomes de carbone par molécule représentent moins de 30% du mélange en circulation. On utilise normalement un débit de circulation d'environ I à 3 moles de liquide par mole de gaz admis. Le liquide de lavage est retiré de la zone de lavage sous forme d'un courant riche d'hydrocarbures liquides et envoyé dans une zone de fractionnement. Celle-ci peut revêtir l'une de plusieurs forme de réalisation différentes en fonction du produit désiré. I1 est préférable que la zone de fractionnement comprenne trois colonnes qui produisent un courant pur de méthane , d'éthane et de propane respectivement . Le courant de méthane issu de cette zone peut être mélangé avec le courant de gaz net de la zone de lavage. En variante, ces trois gaz peuvent être retirés sous forme d'un courant unique et, si cela est souhaité, ce courant peut être ensuite fractionné. Les conditions régnant dans cette zone varient naturellement en fonction de sa configuration et peuvent être déterminées par les spécialistes de la technique.Par exemple, un procédé relativement complexe pour fractionner les composants de gaz naturel pour retirer les hydrocarbures lourds est décrit dans le brevet des Etats-Unis d'Amérique nO 3 393 527. Dans le présent procédé, une partie du liquide résultant pauvre en C4+ égale a la quantité des composants prélevés dans la zone de lavage est divisée. Cette quantité est de préférence divisée dans une autre colonne de fractionnement pour fournir un courant de butane et un courant de condensat liquéfié. La partie restante de l'effluent de la zone de fractionnement est alors refroidie et envoyée' dans la zone de lavage en tant que courant pauvre d'hydrocarbures liquides utilisé comme liquide de lavage. Le courant de gaz net riche en méthane formé dans la zone de lavage est envoyé dans une seconde zone de séchage. La nature de cette zone peut varier, mais elle doit être capable de sécher le gaz en descendant jusqu'à un point de rosée d'environ -1510C ou moins. De préférence, le courant de gaz séché produit dans la seconde zone de séchage a un point de rosée de -1620C. Un système à agent desséchant solide tel que décrit précédemment est par conséquent préférable, et plus particulièrement on utilisera de préférence de l'alumine ou des tamis moléculaires. Conformément a la description qui précède, le mode de réalisation préféré de la présente invention peut se définir comme un procédé pour le traitement d'un gaz naturel brut préalablement à sa liquéfaction qui comprend les étapes qui consistent à envoyer un couran-t de gaz naturel brut ayant une pression supérieure à 55,4 atmosphères dans une zone d'adoucissement fonctionnant à des conditions adaptées pour retirer le dioxyde de carbone et le sulfure d'hydrogène de ce courant et assurer ainsi la formation d'un courant de gaz naturel adouci, à envoyer le courant de gaz naturel adouci à travers une première zone de séchage fonctionnant dans des conditions adaptées pour retirer l'eau de ce courant et assurer la formation d'un courant de gaz naturel séché ayant un point de rosée inférieur à -290C, å dépressuriser le courant de gaz naturel séche' dans un dispositif de récupération d'énergie fournissant une énergie mécanique à une pression inférieure à 21;;4 atmosphdres, à mettre en contact le courant de gaz naturel séché avec un courant pauvre d'hydrocarbures liquides dans une zone de lavage fonctionnant dans des conditions adaptées pour provoquer le transfert d'à peu près la totalité des hydrocarbures ayant plus de 2 atomes de carbone par molécule dans le courant pauvre d'hydrocarbures liquides de manièreàassurer ainsi la formation d'un courant de gaz riche en méthane et d'un courant riche d'hydrocarbures liquides, à envoyer le courant de gaz riche en méthane dans une seconde zone de séchage fonctionnant dans des conditions adaptées pour retirer l'eau du courant de gaz riche en méthane et pour assurer la formation d'un courant de gaz sec ayant un point de rosée d'environ -1510C et qui est approprié pour être envoyé dans una zone de liquéfaction, à envoyer le courant liche d'hydrocarbures liquides dans une zone de fractionnement fonctionnant dans des conditions adaptées pour retirer les hydrocarbures ayant entre 1 et 3 atomes de carbone par molécule du courant riche d'hydrocarbu rea liquides de manière à assurer ainsi la formation d'un courant d'hydrocarbures liquides en C4+, et à diviser le courant d'hydrocarbures liquides en C4+ en deux parties dont l'une est envoyée dans la zone de lavage en tant que courant pauvre d'hydrocarbures liquidest Le courant de gaz sec produit dans la seconde zone de séchage sera normalement approprié pour être introduit directement dans une zone de liquéfaction. Actuellement, trois cycles de base pour la liquéfaction de gaz naturel sont connues des spécialistes de la technique. On les connait généralement sous les termes de "Cascade Cycle", "Multi-Component Refrigerant Cycle" et "Expander Cycle". Chacun de ces cycles est décrit de façon relativement détaillée dans le brevet des Etats-Unis d'Amérique nO 3 724 226. Chacun de ces procédés peut être soumis a de nombreuses modifications. D'autres exemples et détails de procédé de liquéfaction sont donnés dans les brevets des Etats-Unis d'Amérique nO 3 254 495, 3 315 477 et 3 763 658. - REVENDICATIONS 1*- Procédé pour le traitement de gaz naturel brut avant sa liquéfaction, caractérisé en ce que (a) on envoie un courant de gaz naturel brut ayant une pression supérieure à 54,4 atmosphares à travers une zone d'adoucissement fonctionnant dans des conditions adaptées pour retirer le dioxyde de carbone et le sulfure d'hydrogène dudit courant de manière à assurer ainsi la formation d'un courant de gaz naturel adouci, (b) on envoie le courant de gaz naturel adouci a travers une première zone de séchage fonctionnant dans des conditions adaptées pour retirer l'eau dudit courant et assurer ainsi la formation d'un courant de gaz naturel séché ayant un point de rosée inférieur à -290C, (c) on dépressurise le courant de gaz naturel séché dans un dispositif de récupération d'énergie fournissant une puissance mécanique à une pression inférieure à 21,4 atmosphères, (d) on met en contact le courant de gaz naturel séché avec un courant pauvre d'hydrocarbures liquides dans une zone de lavage fonctionnant dans des conditions adaptées pour provoquer le transfert d'à peu près la totalité des hydrocarbures ayant plus de 2 atomes de carbone par molécule dans le courant pauvre d'hydrocarbures liquides de manière à assurer ainsi la formation d'un courant de gaz riche en méthane et d'un caltant riche d'hydrocarbures liquides, (e) on envoie le courant de gaz riche en méthane dans une seconde zone de séchage fonctionnant dans des conditions adaptées pour retirer l'eau du courant de gaz riche en méthane et assurer ainsi la formation d'un courant de gaz sec ayant un point de rosée inférieur à -1510C, (f) on envoile le courant riche d'hydrocarbures liquides dans une zone de fractionnement fonctionnant dans des conditions adaptées pour retirer les hydrocarbures ayant entre 1 et 3 atomes de carbone par molécule dudit courant riche d'hydrocarbures liquides de manière à assurer ainsi la formation d'un courant d'hydrocarbures liquides en C4+ et, (g) on divise le courant d'hydrocarbures liquides en C4+ en deux parties dont l'une est envoyée dans la zone de lavage en tant que courant pauvre d'hydrocarbures liquides. 2.-Procédé suivant la revendication 1, caractérisé en ce qu'on utilise dans la première zone de séchage une solution de glycol comme milieu desséchant et en ce qu'une solution d'amine est utilisée dans la zone d'adoucissement. 3.- Procédé suivant la revendication 2, caractérisé en ce qu'on utilise dans la seconde zone de séchage un agent desséchant solide. 4.- Procédé suivant la revendication 3, caractérisé en ce que trois courants séparés riches en méthane, éthane et propane respectivement sont formés dans la zone de fractionnement.