Brevet FR2957268A1 — publié le 20110916

Domaine de l'invention La présente invention concerne l'élimination de composés acides dans un effluent gazeux. La présente invention concerne le traitement de gaz acides (H2S, CO2, COS, CS2, mercaptans et S02) au moyen d'un composé ou d'un mélange de composés suivant la formule générale (I) R4 (I) où R1 à R6 sont définis et répartis selon des règles précises énoncées ci-après, sous forme d'une solution aqueuse absorbante. Elle s'applique avantageusement au traitement du gaz naturel et de gaz d'origine industrielle. Art antérieur Traitement des gaz d'origine industrielle Les effluents gazeux que l'on peut traiter peuvent être de différentes natures. On 20 peut citer de façon non limitative les gaz de synthèse, les fumées de combustion, les gaz de raffinerie, les gaz obtenus en queue du procédé Claus, les gaz de fermentation de biomasse, les gaz de cimenterie et les gaz de hauts-fourneaux. Tous ces gaz contiennent des composés acides tels que le dioxyde de carbone (CO2), l'hydrogène sulfuré (H2S), I'oxysulfure de carbone (COS), le disulfure de 25 carbone (CS2), le dioxyde de soufre (SO2) et les mercaptans (RSH), principalement le méthylmercaptan (CH3SH), l'éthylmercaptan (CH3CH2SH) et les propylmercaptans (CH3CH2CH2SH). Par exemple, dans le cas des fumées de combustion, le CO2 est le composé acide que l'on cherche à éliminer. En effet, le dioxyde de carbone est un des gaz à 30 effet de serre largement produit par différentes activités de l'homme et a un impact direct sur la pollution atmosphérique. Afin de diminuer les quantités de 1 15 dioxyde de carbone émises dans l'atmosphère, il est possible de capter le CO2 contenu dans un effluent gazeux. A titre d'illustration, une unité de captage du CO2 en post-combustion a pour objectif de réduire de 90% les émissions de CO2 d'une centrale thermique. Traitement de gaz naturel Dans le cas du gaz naturel, trois principales opérations de traitement sont considérées : la désacidification, la déshydratation et le dégazolinage. La 10 première étape, qui est la désacidification, a pour objectif l'élimination des composés acides tels que le dioxyde de carbone (CO2), mais aussi l'hydrogène sulfuré (H2S), l'oxysulfure de carbone (COS), le disulfure de carbone (CS2) et les mercaptans (RSH), principalement le méthylmercaptan (CH3SH), l'éthylmercaptan (CH3CH2SH) et les propylmercaptans (CH3CH2CH2SH). Les 15 spécifications généralement admises sur le gaz désacidifié sont 2% de CO2, voire 50 ppm en volume de CO2 pour réaliser ensuite une liquéfaction du gaz naturel, 4 ppm en volume d'H2S, et 30 mg de soufre total par m3. 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 20 gaz naturel permet de garantir le point de rosée des hydrocarbures du gaz naturel, là encore en fonction de spécifications de transport. La désacidification est donc souvent réalisée en premier lieu, notamment afin d'éliminer les gaz acides toxiques tel que l'H2S dans la première étape de la chaîne de procédés et afin d'éviter la pollution des différentes opérations 25 unitaires par ces composés acides, notamment la section de déshydratation et la section de condensation et de séparation des hydrocarbures les plus lourds. Élimination des composés acides par absorption 30 La désacidification des effluents gazeux, tels que par exemple le gaz naturel et les fumées de combustion, ainsi que les gaz de synthèse, les gaz de raffinerie, les gaz obtenus en queue du procédé Claus, les gaz de fermentation de biomasse, les gaz de cimenterie et les gaz de hauts-fourneaux, est généralement réalisée par lavage par une solution absorbante. La solution5 absorbante permet d'absorber les composés acides présents dans l'effluent gazeux (H2S, mercaptans, CO2, COS, CS2 et SO2). Les solvants couramment utilisés aujourd'hui sont les solutions aqueuses d'alcanolamine primaire, secondaire ou tertiaire, avec un éventuel solvant physique. On peut citer par exemple le document FR 2 820 430 qui propose des procédés de désacidification d'effluents gazeux. On peut aussi citer par exemple le brevet US 6,852,144 qui décrit une méthode d'élimination des composés acides des hydrocarbures. La méthode utilise une solution absorbante eau- méthyldiéthanolamine ou eau-triéthanolamine contenant une forte proportion d'un composé appartenant au groupe suivant : piperazine et/ou méthylpiperazine et/ou morpholine. Par exemple, dans le cas du captage du CO2, le CO2 absorbé réagit avec l'alcanolamine présente en solution selon une réaction exothermique réversible, bien connue de l'homme du métier et conduisant à la formation d'hydrogénocarbonates, de carbonates et/ou de carbamates, permettant une élimination du CO2 dans le gaz à traiter. De même, pour l'élimination de l'H2S dans le gaz à traiter, l'H2S absorbé réagit avec l'alcanolamine présente en solution selon une réaction exothermique réversible bien connue de l'homme du métier conduisant à la formation d'hydrogénosulfure. Un aspect primordial des opérations de traitement de gaz ou de fumées industrielles par solvant est la régénération de l'agent de séparation. En fonction du type d'absorption (physique et/ou chimique), on envisage généralement une régénération par détente, et/ou par distillation et par entraînement par un gaz vaporisé appelé "gaz de strippage". Une des principales limitations des solvants couramment utilisés aujourd'hui est la nécessité de mettre en oeuvre des débits de solution absorbante importants du fait de capacités d'absorption des gaz acides limitées, ce qui entraîne une consommation énergétique importante pour la régénération du solvant, mais également des tailles d'équipements importantes (colonnes, pompes, etc.). Ceci est particulièrement vrai dans le cas où la pression partielle de gaz acides est faible. Par exemple, pour une solution aqueuse de MonoEthanolAmine (MEA) à 30% poids utilisée pour le captage du CO2 en post-combustion dans une fumée de centrale thermique, où la pression partielle de CO2 est de l'ordre de 0,12 bar, l'énergie de régénération représente 3,7 GJ environ par tonne de CO2 captée (cas de référence, projet CASTOR, pilote de captage en post-combustion de la centrale thermique d'Esbjerg, référence Knudsen, J. N.; Jensen, J. N.; Vilhelmsen, P. J.; Biede, O. Experience with CO2 capture from coal flue gas in pilot-scale: Testing of different amine solvents Energy Procedia, Volume 1, Issue 1, February 2009, Pages 783-790. Une telle consommation énergétique représente un coût opératoire considérable pour le procédé de captage du CO2. Des méthodes améliorées de traitement d'effluents acides sont proposées pour réduire cette consommation énergétique, notamment dans les brevets FR 2 877 858, FR 2 898 284, FR 2 900 841, qui présentent respectivement un procédé de désacidification d'un gaz avec une solution absorbante aux amines à régénération fractionnée, un procédé de désacidification d'un gaz par une solution absorbante aux amines avec régénération fractionnée par chauffage et un procédé de désacidification à l'aide de composés absorbants de type amines avec extraction des composés réactifs. D'une manière générale, pour le traitement d'effluents acides comprenant des composés acides comme par exemple H2S, mercaptans, CO2, COS, SO2, CS2, l'utilisation de composés à base d'amines est intéressante, en raison de leur facilité de mise en oeuvre en solution aqueuse. Cependant, lors de la désacidification de ces effluents, la solution absorbante peut se dégrader, soit par dégradation thermique, soit par réaction secondaire avec les gaz acides à capter, mais aussi avec d'autres composés contenus dans l'effluent, comme par exemple l'oxygène, les SOx et les NOx, contenus dans les fumées industrielles. Ces réactions de dégradation nuisent au bon fonctionnement du procédé diminution de l'efficacité du solvant, corrosion, moussage, etc. Du fait de ces dégradations, il est nécessaire de réaliser une purification du solvant par distillation et/ou échange d'ions, et réaliser des appoints d'amines. A titre d'exemple, les appoints d'amine dans un procédé de captage du CO2 en post-combustion, utilisant une solution absorbante de monoéthanolamine à 30% poids représentent 1,4 kg d'amine par tonne de CO2 capté, ce qui augmente considérablement les coûts opératoires d'une unité de captage. Enfin, ces réactions de dégradation limitent les conditions de fonctionnement du procédé, notamment la température à laquelle est réalisée la régénération du solvant. La régénération des solutions aqueuses d'alcanolamines, comme la monoethanolamine est donc réalisée à des températures en fond de régénérateur de l'ordre de 110°C, voir 130°C pour les amines plus stables, comme la MethylDiEthanolAmine. Du fait de ces températures en fond de régénérateur, les gaz acides (CO2, H2S, COS, CS2, etc.) sont obtenus à des pressions modérées, de 1 à 3 bars. Suivant la nature du gaz acide régénéré et les applications, le gaz acide peut être envoyé vers une unité de traitement, ou bien réinjecté pour être séquestré. Cependant, quelle que soit la méthode mise en oeuvre, il est difficile de trouver un composé absorbant stable, permettant d'éliminer les composés acides dans tout type d'effluent, et permettant au procédé de désacidification de fonctionner à moindre coût. Des solutions ont été recherchées dans l'art antérieur, par l'utilisation de multiamines aliphatiques. Le brevet US 6,267,939 décrit par exemple l'utilisation de polyalkylène polyamine de formule générale : R12N(CH2)nNR2(CH2)nNR12 pour la désacidification des gaz acides, où n=2ou3; les groupes R1 représentent des groupements méthyle, ou l'un d'entre eux est un hydrogène et les autres sont des groupements méthyle ; le groupe R2 est un hydrogène, un groupement méthyle ou un groupe de formule -(CH2)n-N(CH3)2. Par ailleurs le brevet WO 2004/082809 décrit pour la désacidification des gaz acides l'utilisation : • de diamines de formule (R1)2N(CR2R3)nN(R1)2 • de triamines de formule (R1)2N(CR2R3)nN(R)(CR2R3)nN(R1)2 • de tetramines de formule (R1)2N(CR2R3)nN(R)(CR2R3)nN(R)(CR2R3)nN(R1)2 où n est un entier entre 2 et 4 R est un groupement alkyle substitué ou non, de 1 à 4 atomes de carbone ; RI est un groupement alkyle substitué ou non, de 1 à 4 atomes de carbone, 5 ou bien une liaison entre un atome d'azote pour former un hétérocycle ; R2 et R3 sont de manière indépendante un hydrogène ou un groupement alkyle substitué ou non, de 1 à 4 atomes de carbone. De manière surprenante, la demanderesse a découvert que des composés 10 ou un mélange de composés de type multiamines aromatiques suivant la formule générale (I) où les groupements R1 à R6 répondent à des définitions particulières énoncées ci-après, présentent également un intérêt important dans l'ensemble des 15 procédés de traitement d'effluents gazeux pour l'élimination de composés acides. Description de l'invention La présente invention a donc pour objet de pallier un ou plusieurs des 20 inconvénients de l'art antérieur en proposant une méthode pour éliminer les composés acides, tels que le CO2, l'H2S, le COS, le CS2, le SO2 et les mercaptans, d'un gaz par l'utilisation d'une famille d'amines spécifique dont les propriétés permettent de limiter le débit de solution absorbante utilisée. En effet les composés selon l'invention présentent plusieurs fonctions amines contribuant à 25 un fort accroissement de la capacité d'absorption des gaz acides. Un premier objet de l'invention est une solution absorbante aqueuse comprenant au moins un composé de la formule générale (I) : dans laquelle R1 à R5 sont choisis parmi les 3 groupes suivants A, B et C et disposés en respectant les règles précisées plus loin groupe A : R est un atome d'hydrogène groupe B : R est o un groupe alkyle de 1 à 20 atomes de carbone et de préférence 1 à 10 10 atomes de carbone et/ou o un groupe -NH2 ou NY2, ou Y est un groupe alkyle de 1 à 20 atomes de carbone et de préférence 1 à 10 atomes de carbone o un groupe -OH ou -O-X-H dans lequel X répond à la formule générale R7 R9 CùCùO 1 1 R8 Rio 15 n dans laquelle R7 à R10 sont indifféremment des atomes d'hydrogène ou des groupes alkyles de 1 à 20 atomes de carbone et de préférence 1 à 10 atomes de carbone et n est compris entre 1 et 20 et de préférence 1 à 10 groupe C : R est un motif répondant à la formule générale /R13 N \Ru (I) 20 RI C R12 ùm o où R11 et R12 sont indifféremment des atomes d'hydrogène ou des groupes alkyles de 1 à 20 atomes de carbone et de préférence 1 à 10 atomes de carbone o où m est un entier égal à 1 ou 2 o où R13 et R14 sont indifféremment des atomes d'hydrogène ou des groupes alkyles de 1 à 20 atomes de carbone et de préférence 1 à 10 atomes de carbone et encore de préférence de 1 à 5 atomes de carbone, le groupement hydrocarboné pouvant renfermer un ou plusieurs hétéroatomes. R13 et R14 peuvent être reliés entre eux pour former un hétérocycle de préférence de 5 à 8 atomes. R6 peut répondre à la définition de R1 à R5 ou peut répondre à la formule générale suivante dans laquelle Z est o une liaison covalente, 20 o un motif alkylène -R15- linéaire ou ramifié renfermant 1 à 20 atomes de carbone et de préférence 1 à 10 atomes de carbone et pouvant éventuellement comporter des hétéroatomes ou des atomes d'halogènes. Selon la formule générale de l'invention les groupes R1 à R6 sont répartis sur le 25 cycle aromatique en tenant compte des règles suivantes : o au moins 2 des groupes R1 à R6 sont des groupes répondant à la définition du groupe C o pas plus de 3 groupes R1 à R6 répondent à la définition du groupe C o au moins 1 des groupes R1 à R6 répond à la définition du groupe A 30 La présente invention concerne également un procédé d'élimination des composés acides contenus dans un effluent gazeux, tels que le gaz naturel et les gaz d'origine industrielle, comprenant : une étape d'absorption des composés acides par mise en contact de l'effluent avec une solution aqueuse comprenant au moins un composé selon l'invention. éventuellement au moins une étape de séparation liquide-liquide du solvant chargé en gaz acide, permettant une régénération fractionnée du solvant. au moins une étape de régénération de la solution absorbante chargée en composés acides. L'invention concerne également l'application dudit procédé d'élimination des 15 composés acides au traitement de gaz naturel ou au traitement de gaz d'origine industrielle, notamment le captage du CO2 en post combustion. Résumé de l'invention L'invention concerne une solution absorbante pour absorber les composés acides d'un effluent gazeux comprenant : a. de l'eau; b. au moins un composé amine de formule (I) dans laquelle : 20 25 (I) 30 R1 à R5 sont choisis parmi les 3 groupes suivants A, B et C groupe A : R est un atome d'hydrogène ; groupe B : R est un groupe alkyle de 1 à 20 atomes de carbone et/ou un groupe -NH2 ou NY2, où Y est un groupe alkyle de 1 à 20 atomes de carbone et/ou un groupe -OH ou -O-X-H dans lequel X répond à la formule générale R7 R9 CùCùO 1 1 R8 Rio ùn où R7 à R10 sont indifféremment des atomes d'hydrogène ou des groupes alkyles de 1 à 20 atomes de carbone et n est compris entre 1 et 20 ; groupe C : R est un motif répondant à la formule générale R11 C R12 m/ R13 N \ R14 où R11 et R12 sont des atomes d'hydrogène ou des groupes alkyles de 1 à 20 atomes de carbone, m est un entier égal à 1 ou 2, R13 et R14 sont des atomes d'hydrogène ou des groupes alkyles de 1 à 20 atomes de carbone. R6 est choisi parmi les groupes A, B et C ou le groupement de formule : où Z est une liaison covalente, un motif alkylène -R15- linéaire ou ramifié renfermant 1 à 20 atomes de carbone. les groupes R1 à R6 sont répartis sur le cycle aromatique en tenant compte des règles suivantes : 2 ou 3 des groupes R1 à R6 répondent à la définition du groupe C et au moins un groupe R1 à R6 répond à la définition du groupe A. De manière préférée, la solution absorbante comprend de 10 à 90 % poids de composé de formule (I), de manière très préférée de 20 à 60% poids de composé de formule (I) et de manière encore plus préférée de 30 à 50% poids de composé de formule (I). Dans un mode de réalisation, la solution absorbante comporte en outre une quantité non nulle et inférieure à 20 % poids d'un composé organique activateur. Le composé organique activateur est constitué de préférence au moins d'une amine primaire ou secondaire, de manière plus préférée choisie parmi : MonoEthanolAmine, DiEthanolAmine, AminoEthylEthanolAmine, DiGlycolAmine, Pipérazine, N-(2-AminoEthyl)Pipérazine, N-(2-HydroxyEthyl)Pipérazine, Morpholine. La solution absorbante peut comprendre un solvant physique. L'invention concerne également un procédé d'élimination des composés acides contenus dans un effluent gazeux, dans lequel on effectue : une étape d'absorption des composés acides par mise en contact de l'effluent avec une solution absorbante telle que décrite précédemment de manière à obtenir un effluent gazeux appauvri en composés acides et une solution absorbante chargée en composés acides, au moins une étape de régénération de la solution absorbante chargée en composés acides.35 Dans un mode de réalisation du procédé, on effectue l'étape d'absorption de manière à obtenir un effluent gazeux appauvri en composés acides et une solution absorbante chargée en composés acides diphasique liquide-liquide, l'étape d'absorption étant suivie d'au moins une étape de séparation liquide- liquide de la solution absorbante chargée en composés acides, puis d'au moins une étape de régénération de la fraction de solution absorbante chargée en composés acides. L'étape d'absorption des composés acides est avantageusement réalisée à une 10 pression comprise entre 1 bar et 120 bars, et à une température comprise entre 30°C et 90°C. L'étape de régénération thermique est avantageusement réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 10 bars et une température comprise entre 100°C et 15 180°C. Dans une variante du procédé, on effectue, avant l'étape de régénération, une première étape de détente de la solution absorbante chargée en composés acides. On peut effectuer alors une deuxième étape de détente de la solution absorbante chargée en composés acides, la deuxième étape de détente étant réalisée après la première étape de détente et avant l'étape de régénération, la solution absorbante étant chauffée avant de subir la deuxième étape de détente. Le procédé selon l'invention peut être mis en oeuvre pour le traitement du gaz naturel ou pour le traitement des gaz d'origine industrielle, notamment pour le captage du CO2. 20 25 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 figures annexées et données à titre d'exemple: - la figure 1 représente la formule générale des composés selon l'invention. la figure 2 représente un schéma de principe d'un procédé de traitement d'effluents de gaz acides. - la figure 3 représente un schéma de principe d'un procédé de traitement d'effluents de gaz acides avec régénération fractionnée. la figure 4 représente un schéma de principe d'un procédé de traitement d'effluents de gaz acides avec régénération fractionnée par chauffage. Description détaillée de l'invention Les composés selon l'invention présentent un intérêt dans l'ensemble des procédés de traitement de gaz acides (gaz naturel, fumées de combustion, etc.), dans une composition aqueuse de solution absorbante. 20 La présente invention propose d'éliminer les composés acides d'un effluent gazeux en mettant en oeuvre au moins un composé absorbant selon l'invention en solution aqueuse. Les composés absorbants selon l'invention présentent une capacité d'absorption plus importante avec les gaz acides (CO2, H2S, COS, SO2, CS2 et mercaptans) que les alcanolamines classiquement utilisées. En effet, les 25 composés selon l'invention présentent la particularité d'avoir des taux de charge (a = ngaz aclde/ncomposé) très importants, comparativement aux alcanolamines classiquement utilisées. L'utilisation d'une solution absorbante aqueuse selon l'invention permet d'économiser sur le coût d'investissement et les coûts de régénération d'une unité de désacidification (traitement de gaz et captage du 30 CO2). Par ailleurs, les composés absorbants selon l'invention présentent la particularité de pouvoir être éventuellement mis en oeuvre dans un procédé de désacidification, tels que décrits précédemment, par exemple un procédé de 35 désacidification avec régénération fractionnée (FR 2 877 858) ou avec 15 régénération fractionnée par chauffage (FR 2 898 284) ou avec régénération par extraction des composés réactifs (FR 2 900 841). Synthèse des composés selon l'invention : Les composés selon l'invention peuvent être obtenus suivant différents modes de synthèse, selon les réactifs de base utilisés. Par exemple, un mode de synthèse selon l'invention peut être basé sur la réaction dite de Mannich entre un composé aromatique, un aldéhyde ou une cétone et une amine secondaire selon les conditions bien connues de l'homme du métier. On donne ici à titre d'exemple la synthèse du 2,4,6-Tris(diméthylaminométhyl)phénol à partir de phénol, de formaldéhyde et de diméthylamine suivant le mode opératoire donné par Bruson et MacMullen (H.A. Bruson et C.W. MacMullen, J. Amer. Chem. Soc., 1941, 63, 270-272) : OH OH HN/ H2C=O A un mélange de 28,2g de phénol (0,3 mol) dissous dans 150 mL d'une solution aqueuse à 40% en poids de diméthylamine (54g ; 1,2 mol), on ajoute sous 20 agitation 83 mL d'une solution aqueuse de formaldéhyde à 37% en poids (31,8g ; 1,06 mol) en maintenant la température en-dessous de 30 °C. Le mélange est agité vigoureusement pendant 1h à 25°C puis 2h à reflux. On ajoute à chaud 60g de NaCl et on agite pendant 20 min à reflux. La phase organique est décantée puis distillée. On récupère 75g (Rdt 85 %) d'une huile jaune clair (la 25 température d'ébullition à 133 Pa est comprise entre 130 et 135 °C) dont le spectre RMN est conforme à la structure proposée. Nature des effluents gazeux 30 Les solutions absorbantes selon l'invention peuvent être mises en oeuvre pour désacidifier les effluents gazeux suivants : le gaz naturel, les gaz de synthèse, les fumées de combustion, les gaz de raffinerie, les gaz obtenus en queue du procédé Claus, les gaz de fermentation de biomasse, les gaz de cimenterie, les fumées d'incinérateur. Ces effluents gazeux contiennent un ou plusieurs des composés acides suivants : le CO2, l'H2S, le S02, des mercaptans, du COS, du CS2. Les fumées de combustion sont produites notamment par la combustion d'hydrocarbures, de biogaz, de charbon dans une chaudière ou pour 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 et peuvent comporter entre 50 et 80 % d'azote, entre 5 et 40 % de dioxyde de carbone, entre 1 et 20 % d'oxygène, et entre 0 et 1000 ppm en volume de S02 et des impuretés comme les NOx par exemple. Le gaz naturel est constitué majoritairement d'hydrocarbures gazeux, mais peut contenir plusieurs des composés acides suivants : le CO2, l'H2S, des mercaptans, du COS, du CS2. La teneur de ces composés acides est très variable et peut aller jusqu'à 40% pour le CO2 et l'H2S. La température du gaz naturel peut être comprise entre 20°C et 100°C. La pression du gaz naturel à traiter peut être comprise entre 10 et 120 bars. Composition de la solution aqueuse absorbante La concentration totale en composés selon l'invention, seuls ou en mélange, est comprise entre 10% et 90% poids, de préférence entre 15% et 60% poids, de manière très préférée entre 20% et 50% poids, dans la solution aqueuse. La solution absorbante peut contenir entre 10% et 90% poids d'eau. Exemples de molécules Parmi les molécules selon l'invention, les molécules répondant aux sous-formules générales suivantes et illustrées par les molécules listées dans les tableaux 1 à 5 15, sont particulièrement avantageuses. 16 R"' N' R -NR'R" -NR"'R"" nom H -NH2 -NH2 1,3-bis(aminométhyl)benzène H -NH2 -NMe2 (1-aminométhyl-3-diméthylaminométhyl)benzène 10 Tableau 1 R,,,/ 15 R -NR'R" -NR"'R"" nom H -NH2 -NH2 1,4-bis(aminométhyl)benzène H -NH2 -NMe2 (1-aminométhyl-4-diméthylaminométhyl)benzène Tableau 2 W R' 1 R" R -NR'R" nom H -NMe2 2,6-bis(diméthylaminométhyl)phénol H -NEt2 2,6-bis(diéthylaminométhyl)phénol H -N pyrolidine 2,6-bis(N-pyrolidinométhyl)phénol H -N pipéridine 2,6-bis(N-pipéridinométhyl)phénol H -N-morpholine 2,6-bis(N-morpholinométhyl)phénol Me -NMe2 2,6-bis(diméthylamino-1-éthyl)phénol Me -NEt2 2,6-bis(diéthylamino-1-éthyl)phénol Me -N pyrolidine 2,6-bis(N-pyrolidino-1-éthyl)phénol Me -N pipéridine 2,6-bis(N-pipéridino-1-éthyl)phénol Me -N-morpholine 2,6-bis(N-morpholino-1-éthyl)phénol Tableau 3 17 OH R R' R -NR'R" nom H -NMe2 2,4-bis(diméthylaminométhyl)phénol H -NEt2 2,4-bis(diéthylaminométhyl)phénol H -N pyrolidine 2,4-bis(N-pyrolidinométhyl)phénol H -N pipéridine 2,4-bis(N-pipéridinométhyl)phénol Me -NMe2 2,4-bis(diméthylamino-l-éthyl)phénol Me -NEt2 2,4-bis(diéthylamino-l-éthyl)phénol Me -N pyrolidine 2,4-bis(N-pyrolidino-1-éthyl)phénol Me -N pipéridine 2,4-bis(N-pipéridino-1-éthyl)phénol Tableau 4 R' R -NR'R" nom H -NMeZ 2,4,6-tris(diméthylaminométhyl)phénol -NEt2 2,4,6-tris(diéthylaminométhyl)phénol -N pyrolidine 2,4,6-tris(N-pyrolidinométhyl)phénol -N pipéridine 2,4,6-tris(N-pipéridinométhyl)phénol -N-morpholine 2,4,6-tris(N-morpholinométhyl)phénol -N(CH2CH2OH)2 2,4,6-tris(N-Bis(2-hydroxyéthyl)aminométhyl)phénol Me -NMe2 2,4,6-tris(diméthylamino-l-éthyl)phénol -NEt2 2,4,6-tris(diéthylamino-1-éthyl)phénol -N pyrolidine 2,4,6-tris(N-pyrolidino-l-éthyl)phénol -N pipéridine 2,4,6-tris(N-pipéridino-1-éthyl)phénol -N-morpholine 2,4,6-tris(N-morpholino-1-éthyl)phénol Tableau 5 18 HOC R' R" R -NR'R" nom H -NMe2 1-(2-hydroxyéthoxy)-2,6-bis(diméthylaminométhyl)benzene H -NEt2 1-(2-hydroxyéthoxy)-2,6-bis(diéthylaminométhyl)benzene H -N pyrolidine 1-(2-hydroxyéthoxy)-2,6-bis(N-pyrolidinométhyl)benzene H -N pipéridine 1-(2-hydroxyéthoxy)-2,6-bis(N-pipéridinométhyl)benzene HOCTableau 6 R' R -NR'R" nom H -NMe2 1-(2-hydroxyéthoxy)-2,4,6-tris(diméthylaminométhyl)benzene H -NEt2 1-(2-hydroxyéthoxy)-2,4,6-tris(diéthylaminométhyl)benzene H -N pyrolidine 1-(2-hydroxyéthoxy)-2,4,6-tris(N-pyrolidinométhyl)benzene H -N pipéridine 1-(2-hydroxyéthoxy)-2,4,6-tris(N-pipéridinométhyl)benzene Tableau 7 R -NR'R" nom H -NMe2 1-méthyl-2,6-bis(diméthylaminométhyl)benzene H -NEt2 1-méthyl-2,6-bis(diéthylaminométhyl)benzene H -N pyrolidine 1-méthyl-2,6-bis(N-pyrolidinométhyl)benzene H -N pipéridine 1-méthyl-2,6-bis(N-pipéridinométhyl)benzene Tableau 8 19 R' R -NR'R" nom H -NMe2 1-méthyl-2,4,6-tris(diméthylaminométhyl)benzene H -NEt2 1-méthyl-2,4,6-tris(diéthylaminométhyl)benzene H -N pyrolidine 1-méthyl-2,4,6-tris(N-pyrolidinométhyl)benzene H -N pipéridine 1-méthyl-2,4,6-tris(N-pipéridinométhyl)benzene Tableau 9 R' I N_ R" OH R 15 R -NR'R" nom H -NMe2 2,5-bis(diméthylaminométhyl)hydroquinone H -NEt2 2,5-bis(diéthylaminométhyl)hydroquinone H -N pyrolidine 2,5-bis(N-pyrolidinométhyl)hydroquinone H -N pipéridine 2,5-bis(N-pipéridinométhyl)hydroquinone Tableau 10 R -NR'R" nom H -NMe2 2,6-bis(diméthylaminométhyl)résorcinol H -NEt2 2,6-bis(diéthylaminométhyl)résorcinol H -N pyrolidine 2,6-bis(N-pyrolidinométhyl)résorcinol H -N pipéridine 2,6-bis(N-pipéridinométhyl)résorcinol Tableau 11 20 R' 10 R" R -NR'R" nom H -NMe2 2,4,6-tris(diméthylaminométhyl)résorcinol H -NEt2 2,4,6-tris(diéthylaminométhyl)résorcinol H -N pyrolidine 2,4,6-tris(N-pyrolidinométhyl)résorcinol H -N pipéridine 2,4,6-tris(N-pipéridinométhyl)résorcinol Tableau 12 OH R R R"' R"" -NR'R" nom H H H -NMe2 bis[(4-hydroxy-3-diméthylaminométhyl)phényl]méthane H H H -NEt2 bis[(4-hydroxy-3-diéthylaminométhyl)phényl]méthane H H H -N bis[(4-hydroxy-3-N-pyrolidinométhyll)phényl]méthane pyrolidine H H H -N bis[(4-hydroxy-3-N-pipéridinométhyl)phényl]méthane pipéridine H Me Me -NMe2 2,2-bis"(4-hydroxy-3-diméthylaminométhyl)phényl]propane H Me Me -NEt2 2,2-bis~(4-hydroxy-3-diéthylaminométhyl)phényl]propane H Me Me -N 2,2-bis[(4-hydroxy-3-N-pyrolidinométhyll)phényl]propane pyrolidine H Me Me -N 2,2-bis[(4-hydroxy-3-N-pipéridinométhyl)phényl]propane pipéridine H CF3 CF3 -NMe2 2,2-bis[(4-hydroxy-3-diméthylaminométhyl)phényl]-1,1,1,3,3,3- hexafluoropropane H CF3 CF3 -NEt2 2,2-bis[(4-hydroxy-3-diéthylaminométhyl)phényl]-1,1,1,3,3,3- hexafluoropropane Tableau 13 21 R' R R"' R"" -NR'R" nom H H H -NMe2 [4-hydroxy-3-(diméthylaminométhyl)phényl]-[4'-hydroxy-3',5'- bis(diméthylaminométhyl)phényl]méthane H H H -NEt2 [4-hydroxy-3-(diéthylaminométhyl)phényl]-[4'-hydroxy-3',5'- bis(diéthylaminométhyl)phényl] méthane H H H -N [4-hydroxy-3-(N-pyrolidinométhyl)phényl]-[4'-hydroxy-3',5'- pyrolidine bis(N-pyrolidinométhyl)phényl]méthane H H H -N [4-hydroxy-3-(N-pipéridinométhyl)phényl]-[4'-hydroxy-3',5'- pipéridine bis(N-pipéridinométhyl)phényl]méthane H Me Me -NMe2 2-[4-hydroxy-3-(diméthylaminométhyl)phényl]-2-[4'-hydroxy- 3',5'-bis(diméthylaminométhyl)phényl] propane H Me Me -NEt2 2-[4-hydroxy-3-(diéthylaminométhyl)phényl]-2-[4'-hydroxy- 3',5'-bis(diéthylaminométhyl)phényl]propane H Me Me -N 2-[4-hydroxy-3-(N-pyrolidinométhyl)phényl]-2-[4'-hydroxy- pyrolidine 3',5'-bis(N-pyrolidinométhyl)phényllpropane H Me Me -N 2[4-hydroxy-3-(N-pipéridinométhyl)phényl]-2-[4'-hydroxy-3',5'- pipéridine bis(N-pipéridinométhyl)phényl]propane Tableau 14 R R"' R"" -NR'R" nom H H H -NMe2 bis[(4-hydroxy-3,5-bis(diméthylaminométhyl)- phényl]méthane H H H -NEt2 bis[(4-hydroxy-3,5-bis(diéthylaminométhyl)- phényl]méthane H H H -N bis[(4-hydroxy-3,5-bis(N-pyrolidinométhyl))- pyrolidine phényl]méthane H H H -N bis[(4-hydroxy-3,5-bis(N-pipéridinométhyl)- pipéridine phényl]méthane H Me Me -NMe2 2,2-bis[(4-hydroxy-3,5-bis(diméthylaminométhyl)- phényl]propane H Me Me -NEt2 2,2-bis[(4-hydroxy-3,5-bis(diéthylaminométhyl)- phényl]propane H Me Me -N 2,2-bis[(4-hydroxy-3,5-bis(N-pyrolidinométhyl))- pyrolidine phényl]propane H Me Me -N 2,2-bis[(4-hydroxy-3,5-bis(N-pipéridinométhyl)- pipéridine phényl]propane Tableau 15 5 Dans un mode de réalisation, les composés selon l'invention peuvent être formulés avec un ou plusieurs autres composés "activateurs" n'entrant pas dans la formule générale, comportant au moins une fonction amine primaire ou 10 secondaire, jusqu'à une concentration de 20% poids, de préférence inférieure à 15% poids, de préférence inférieure à 10% poids. Ces composés jouent le rôle d'activateurs ce qui signifie qu'ils augmentent la vitesse d'absorption du CO2. Ce type de formulation est particulièrement intéressante dans le cas du captage du CO2 dans les fumées industrielles, ou le traitement du gaz naturel contenant 15 du CO2 au dessus de la spécification désirée. En effet, pour ce type d'applications, on cherche à augmenter la vitesse d'absorption du CO2, afin de réduire la taille des équipements. Une liste non exhaustive de composés comportant au moins une fonction amine 20 primaire ou secondaire pouvant être utilisés comme activateurs est donnée ci-dessous : MonoEthanolAmine, DiEthanolAmine AminoEthylEthanolAmine, 25 DiGlycolAmine, - Pipérazine, N-(2-AminoEthyl)Pipérazine, N-(2-HydroxyEthyl)Pipérazine, Morpholine. Dans un mode de réalisation, la solution absorbante à base de composés selon l'invention peut aussi contenir d'autres composés organiques. Ainsi, la solution absorbante selon l'invention peut contenir des composés organiques non réactifs vis-à-vis des composés acides, couramment nommés "solvants physiques", et qui permettent d'augmenter la solubilité d'au moins un ou plusieurs composés acides de l'effluent gazeux. Par exemple la solution absorbante peut comporter entre 5% et 50% poids de solvants physiques tels que des alcools, des ethers de glycol, des lactames, des pyrrolidones N-alkylées, des pipéridones N-alkylées, des cyclotétraméthylènesulfone, des N-alkylformamides, des N-alkylacétamides, des ethers-cétones ou des phosphates d'alkyles et leur dérivés. A titre d'exemple et de façon non limitative, il peut s'agir du méthanol, du tetraethylèneglycoldimethylether, du sulfolane ou de la N-formyl morpholine. Procédé d'élimination des composés acides dans un effluent gazeux (Fig. 2) La mise en oeuvre d'une solution absorbante pour désacidifier un effluent gazeux est réalisée de façon schématique en effectuant une étape d'absorption suivie d'une étape de régénération. L'étape d'absorption consiste à mettre en contact l'effluent gazeux (-1) avec la solution absorbante (-4). Lors du contact, les composés organiques munis d'une fonction amine de la solution absorbante réagissent avec les composés acides contenus dans l'effluent de manière à obtenir un effluent gazeux appauvri en composés acides (-2) et une solution absorbante enrichie en composés acides (-3). L'étape de régénération consiste notamment à chauffer et, éventuellement à détendre, la solution absorbante enrichie en composés acides sortant de l'échangeur charge-effluent El (-5) afin de libérer les composés acides sous forme gazeuse (-7). La solution absorbante régénérée, c'est-à-dire appauvrie en composés acides (-6) est recyclée à l'étape d'absorption au travers de l'échangeur charge-effluent El. L'étape d'absorption des composés acides peut être réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 120 bars, de préférence entre 20 bars et 23 100 bars pour le traitement d'un gaz naturel, de préférence entre 1 et 3 bars pour le traitement des fumées industrielles, et à une température comprise entre 20 et 100°C, préférentiellement comprise entre 30°C et 90°C. L'étape de régénération du procédé selon l'invention peut être réalisée par 5 régénération thermique, éventuellement complétée par une ou plusieurs étapes de détente. La régénération peut être effectuée à une pression comprise entre 1 bar et 10 bars, de préférence entre 1 et 5 bars, et à une température comprise entre 100°C et 180°C, de préférence comprise entre 120 °C et 180 °C. 10 Un phénomène de démixtion pour une solution absorbante donnée (séparation de phases liquide-liquide au sein de la solution absorbante) peut être induit par une augmentation du taux de charge de la solution absorbante et/ ou par une élévation de la température. Ledit phénomène de démixtion peut être contrôlé 15 par le choix des conditions opératoires du procédé et/ou de la composition de la solution absorbante. Dans ce cas, des variantes (Fig. 3 et Fig. 4) du procédé selon l'invention peuvent être mises en oeuvre, notamment une régénération fractionnée de la solution absorbante. 20 Procédé d'élimination des composés acides dans un effluent gazeux avec régénération fractionnée (Fig. 31 La mise en oeuvre d'une solution absorbante pour désacidifier un effluent gazeux est réalisée de façon schématique en effectuant une étape d'absorption 25 suivie d'une étape de séparation liquide-liquide de la solution absorbante, suivie d'une étape de régénération (selon le mode décrit dans le brevet FR 2 877 858). L'étape d'absorption consiste à mettre en contact l'effluent gazeux (-1) avec la solution absorbante (-4). Lors du contact, les composés organiques munis d'une fonction amine de la solution absorbante réagissent avec les composés acides 30 contenus dans l'effluent de manière à obtenir un effluent gazeux appauvri en composés acides (-2) et une solution absorbante enrichie en composés acides (-3), diphasique. L'étape de séparation liquide-liquide consiste à séparer dans un décanteur BS1 les deux phases liquides obtenues dans l'étape d'absorption en envoyant la phase enrichie en gaz acide (-5) à l'étape de régénération, et 35 renvoyant la phase appauvrie en gaz acide (-8) à l'étape d'absorption. L'étape de régénération consiste notamment à chauffer et, éventuellement à détendre, la solution absorbante enrichie en composés acides (-5) afin de libérer les composés acides sous forme gazeuse (-7). La solution absorbante régénérée, c'est-à-dire appauvrie en composés acides (-6) est recyclée à l'étape d'absorption. Diverses intégrations thermiques peuvent être réalisées pour récupérer de la chaleur sur les flux notamment à l'aide des échangeurs El et E2. L'étape d'absorption des composés acides peut être réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 120 bars, de préférence entre 20 bars et 10 100 bars pour le traitement d'un gaz naturel, de préférence entre 1 et 3 bars pour le traitement des fumées industrielles, et à une température comprise entre 30°C et 90°C. L'étape de régénération du procédé selon l'invention peut être réalisée par régénération thermique, éventuellement complétée par une ou plusieurs étapes 15 de détente. La régénération peut être effectuée à une pression comprise entre 1 bar et 5 bars, voire jusqu'à 10 bars et à une température comprise entre 100°C et 180°C, de préférence comprise entre 120 °C et 180 °C. 20 Procédé d'élimination des composés acides dans un effluent gazeux avec régénération fractionnée par chauffage (Fig. 41 La mise en oeuvre d'une solution absorbante pour désacidifier un effluent gazeux est réalisée de façon schématique en effectuant une étape d'absorption, 25 suivie d'une étape de chauffage du solvant, suivie d'une étape de séparation liquide-liquide de la solution absorbante, suivie d'une étape de régénération (selon le mode décrit dans le brevet FR 2 898 284). L'étape d'absorption consiste à mettre en contact l'effluent gazeux (-1) avec la solution absorbante (-4). Lors du contact, les composés organiques munis d'une fonction amine de la solution 30 absorbante réagissent avec les composés acides contenus dans l'effluent de manière à obtenir un effluent gazeux appauvri en composés acides (-2) et une solution absorbante enrichie en composés acides (-3). L'étape de chauffage consiste à élever la température du solvant (-3), en passant par exemple dans un échangeur thermique El, pour obtenir une solution diphasique liquide-liquide 35 (-5). L'étape de séparation liquide-liquide consiste à séparer dans le décanteur BS1 les deux phases obtenues dans l'étape de chauffage en envoyant la phase enrichie en gaz acide (-42) à l'étape de régénération, et renvoyant la phase appauvrie en gaz acide (.44) à l'étape d'absorption. L'étape de régénération consiste notamment à chauffer et, éventuellement à détendre, la solution absorbante enrichie en composés acides afin de libérer les composés acides sous forme gazeuse (-7). La solution absorbante régénérée, c'est-à-dire appauvrie en composés acides (-.6) est recyclée à l'étape d'absorption. Diverses intégrations thermiques peuvent être réalisées pour récupérer de la chaleur sur les flux, notamment au moyen des échangeurs E2 et E3. L'étape d'absorption des composés acides peut être réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 120 bars, de préférence entre 20 bars et 100 bars pour le traitement d'un gaz naturel, de préférence entre 1 et 3 bars pour le traitement des fumées industrielles, et à une température comprise entre 30°C et 90°C. L'étape de régénération du procédé selon l'invention peut être réalisée par régénération thermique, éventuellement complétée par une ou plusieurs étapes de détente. La régénération peut être effectuée à une pression comprise entre 1 bar et 20 5 bars, voire jusqu'à 10 bars et à une température comprise entre 100°C et 180°C, de préférence comprise entre 120 °C et 180 °C. Exemples : On utilise comme solution absorbante dans cet exemple une solution aqueuse du composé A, le 2,4,6-Tris(diméthylaminométhyl)phénol, ou du composé B, 1,3-Bis(aminomethyl)benzene, à 30% poids. Leurs performances sont comparées à celle d'une solution aqueuse de MonoEthanolAmine à 30% poids, qui constitue le solvant de référence pour une application de captage des fumées en post-combustion, et à celle d'une solution aqueuse de MéthylDiEthanolAmine à 30% poids qui constitue le solvant de référence pour une application de traitement du gaz naturel. Exemple 1 : Capacité de captage du CO2 A titre d'exemple, on peut comparer les taux de charge (nombre de moles de CO2 rapporté au nombre de moles d'amines) obtenus entre une solution absorbante selon l'invention et une solution absorbante de MonoEthanolAmine à 30% en poids et une solution absorbante de MéthylDiEthanolAmine à 30% en poids dans les conditions suivantes : un mélange gazeux CO2/N2 contenant 10% volume de CO2 est saturé en eau par barbotage dans de l'eau acidifiée et chauffée à 40°C. Le mélange gazeux ainsi saturé en eau est mis en contact avec la solution absorbante à pression atmosphérique et à un débit de 20 Nl/h dans une colonne à bulles en verre double enveloppe thermostatée à 40°C pendant 180 minutes. Le gaz en sortie de colonne est analysé en ligne par chromatographie en phase gazeuse. Cette analyse permet de déterminer au cours du temps le nombre de moles de CO2 absorbées par la solution absorbante. A la fin de la mise en contact du gaz et de la solution absorbante, le taux de charge est déterminé. 27 Amine Concentration T (°C) Taux de charge a (% poids) = nCO2/namine A 30 % 40 1,56 B 30 % 40 1,07 MEA 30 % 40 0,52 MDEA 30% 40 0,37 Cet exemple montre bien que les solutions absorbantes selon l'invention permettent d'obtenir des taux de charge en CO2 largement supérieurs à ceux obtenus avec les solutions absorbantes selon l'art antérieur. Exemple 2 : Séparation de phase liquide-liquide Suivant la composition de la solution absorbante à base de 2,4,6-Tris(diméthylaminométhyl)phénol, la composition du gaz à traiter et la 10 température de la solution absorbante, une séparation de phase liquide-liquide peut se produire (phénomène de démixtion). On détermine par des tests au laboratoire (réacteurs parfaitement agités gaz-liquide) les conditions (concentration, conditions opératoires) dans lesquelles se produit la démixtion pour une solution absorbante donnée. La formulation peut alors être mise en 15 oeuvre dans un procédé de désacidification avec régénération fractionnée, ou avec régénération fractionnée par chauffage, tel que décrit sur les figures 3 et 4. Par exemple, à 25°C, un solvant composé par de 2,4,6-Tris(diméthylaminométhyl)phénol à hauteur de 50% poids dans l'eau est 20 monophasique pour une pression partielle de CO2 de 0,1 bar et diphasique pour une pression partielle de CO2 de 0,3 bar et peut être mis ainsi en oeuvre dans un procédé de désacidification avec régénération fractionnée (tel que décrit dans le brevet FR 2 877 858).5 Revendications1. Solution absorbante pour absorber les composés acides d'un effluent 5 gazeux comprenant : a. de l'eau; b. au moins un composé amine de formule (I) 10 dans laquelle : - R1 à R5 sont choisis parmi les 3 groupes suivants A, B et C 15 groupe A : R est un atome d'hydrogène ; groupe B : R est un groupe alkyle de 1 à 20 atomes de carbone et/ou un groupe -NH2 ou NY2, où Y est un groupe alkyle de 1 à 20 atomes de carbone et/ou un groupe -OH ou -O-X-H dans lequel X répond à la 20 formule générale R7 R9 CùCùO 1 1 R8 Rio n où R7 à R10 sont indifféremment des atomes d'hydrogène ou des groupes 25 alkyles de 1 à 20 atomes de carbone et n est compris entre 1 et 20 ; (I) groupe C : R est un motif répondant à la formule générale\Ru m où R11 et R12 sont des atomes d'hydrogène ou des groupes alkyles de 1 à 20 atomes de carbone, m est un entier égal à 1 ou 2, R13 et R14 sont des atomes 5 d'hydrogène ou des groupes alkyles de 1 à 20 atomes de carbone. - R6 est choisi parmi les groupes A, B et C ou le groupement de formule : où Z est une liaison covalente, un motif alkylène -R15- linéaire ou ramifié renfermant 1 à 20 atomes de carbone. - les groupes R1 à R6 sont répartis sur le cycle aromatique en tenant compte des 15 règles suivantes : 2 ou 3 des groupes R1 à R6 répondent à la définition du groupe C et au moins un groupe R1 à R6 répond à la définition du groupe A. 2. Solution absorbante selon la revendication 1 comprenant de 10 à 90 poids de composé de formule (I). 3. Solution absorbante selon la revendication 2 comprenant de 20 à 60% poids de composé de formule (I). 4. Solution absorbante selon la revendication 3 comprenant de 30 à 50% 25 poids de composé de formule (I). R71 C R12 10 20 5. Solution absorbante selon l'une des revendications précédentes comportant en outre une quantité non nulle et inférieure à 20 % poids d'un composé organique activateur. 6. Solution absorbante selon la revendication 5 dans laquelle le composé organique activateur est constitué au moins d'une amine primaire ou secondaire. 7. Solution absorbante selon la revendication 6 dans laquelle l'activateur est choisi dans le groupe formé par : - MonoEthanolAmine, - DiEthanolAmine - AminoEthylEthanolAmine, - DiGlycolAmine, - Pipérazine, - N-(2-AminoEthyl)Pipérazine, N-(2-HydroxyEthyl)Pipérazine, Morpholine. 8. Solution absorbante selon l'une des revendications précédentes comprenant un solvant physique. 9. Procédé d'élimination des composés acides contenus dans un effluent gazeux, dans lequel on effectue : - une étape d'absorption des composés acides par mise en contact de l'effluent avec une solution absorbante selon l'une des revendications 1 à 9 de manière à obtenir un effluent gazeux appauvri en composés acides et une solution absorbante chargée en composés acides, au moins une étape de régénération de la solution absorbante chargée en composés acides. 10. Procédé d'élimination des composés acides contenus dans un effluent gazeux selon la revendication 9 dans lequel on effectue l'étape d'absorption de manière à obtenir un effluent gazeux appauvri en composés acides et une solution absorbante chargée en composés acidesdiphasique liquide-liquide, l'étape d'absorption étant suivie d'au moins une étape de séparation liquide-liquide de la solution absorbante chargée en composés acides, puis d'au moins une étape de régénération de la fraction de solution absorbante chargée en composés acides. 11. Procédé selon la revendication 9 ou 10 dans lequel l'étape d'absorption des composés acides est réalisé à une pression comprise entre 1 bar et 120 bars, et à une température comprise entre 30°C et 90°C. 10 12. Procédé selon l'une des revendications 9 à 11, dans lequel l'étape de régénération thermique est réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 10 bars et une température comprise entre 100°C et 180°C. 13. Procédé selon l'une des revendications 9 à 12, dans lequel on effectue, 15 avant l'étape de régénération, une première étape de détente de la solution absorbante chargée en composés acides. 14. Procédé selon la revendication 13, dans lequel on effectue une deuxième étape de détente de la solution absorbante chargée en composés acides, 20 la deuxième étape de détente étant réalisée après la première étape de détente et avant l'étape de régénération, la solution absorbante étant chauffée avant de subir la deuxième étape de détente. 15. Procédé de traitement du gaz naturel selon l'une des revendications 9 à 25 14. 16. Procédé de traitement des gaz d'origine industrielle selon l'une des revendications 9 à 14. 30 17. Procédé de traitement des gaz d'origine industrielle selon la revendication 16 pour le captage du CO2.5