Brevet FR2981860A1 — publié le 20130503

La présente invention concerne le domaine des procédés de désacidification d'un effluent gazeux. L'invention s'applique avantageusement au traitement de gaz d'origine industrielle et du gaz naturel. On utilise couramment des procédés d'absorption mettant en oeuvre une solution aqueuse d'amines, pour retirer les composés acides (notamment le CO2, l'H2S, le COS, le CS2, le SO2 et les mercaptans) présents dans un gaz. Le gaz est désacidifié par mise en contact avec la solution absorbante, puis la solution absorbante est régénérée thermiquement. Par exemple le document US 6 852 144 décrit une méthode d'élimination des composés acides des hydrocarbures. La méthode utilise une solution absorbante eau-N-méthyldiéthanolamine ou eautriéthanolamine contenant une forte proportion d'un composé appartenant au groupe suivant : pipérazine et/ou méthylpipérazine et/ou morpholine. Une limitation des solutions absorbantes couramment utilisées dans des applications de désacidification est une sélectivité insuffisante d'absorption de l'H2S par rapport au CO2. En effet, dans certains cas de désacidification du gaz naturel, on recherche une élimination sélective de l'H2S en limitant au maximum l'absorption du CO2. Cette contrainte est particulièrement importante pour des gaz à traiter contenant déjà une teneur en CO2 inférieure ou égale à la spécification désirée. On recherche alors une capacité d'absorption de H2S maximale avec une sélectivité maximale d'absorption de H25 vis-à-vis du CO2. Cette sélectivité permet de maximiser la quantité de gaz traité produit et de récupérer un gaz acide en sortie de régénérateur ayant une concentration la plus élevée possible en H2S ce qui limite la taille des unités de la chaîne soufre en aval du traitement et garantit un meilleur fonctionnement. Dans certains cas, une unité d'enrichissement en H2S est nécessaire pour concentrer en H2S le gaz acide. Dans ce cas, on recherche également l'amine la plus sélective. Des amines tertiaires, comme la N-méthyldiéthanolamine, ou encombrées présentant une cinétique de réaction lente avec le CO2 sont couramment utilisées, mais présentent des sélectivités limitées à des taux de charge en H2S élevés. Une autre limitation des solutions absorbantes couramment utilisées dans des applications de désacidification totale est une cinétique de captage du CO2 ou du COS trop lente. Dans le cas où les spécifications désirées sur le CO2 ou en COS sont très poussées, on recherche une cinétique de réaction la plus rapide possible de manière à réduire la hauteur de la colonne d'absorption, cet équipement sous pression, typiquement entre 20 et 90 bar, représentant une part importante des coûts investissements du procédé. Que l'on recherche une cinétique de captage du CO2 et du COS maximale dans une application désacidification totale, ou une cinétique de captage du CO2 minimale dans une application sélective, on désire toujours utiliser une solution absorbante ayant la capacité cyclique la plus grande possible. Cette capacité cyclique, notée Da correspond à la différence de taux de charge (a désignant le nombre de mole de composés acides absorbés n gaz acide par kilogramme de solution absorbante) entre la solution absorbante alimentant la colonne d'absorption et la solution absorbante soutirée en fond de ladite colonne. En effet, plus la solution absorbante a une forte capacité cyclique, plus le débit de solution absorbante qu'il faut mettre en oeuvre pour désacidifier de gaz à traiter est restreint. Dans les procédés de traitement de gaz, la réduction du débit de solution absorbante a également un fort impact sur la réduction des investissements, notamment au niveau du dimensionnement de la colonne d'absorption. Un autre aspect primordial des opérations de traitement de gaz ou fumées industrielles par solvant reste 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/ou par entraînement par un gaz vaporisé appelé "gaz de strippage". Une autre limitation des solutions absorbantes couramment utilisées aujourd'hui est une consommation énergétique nécessaire à la régénération du solvant qui est trop importante. Ceci est particulièrement vrai dans le cas où la pression partielle de gaz acides est faible. Par exemple, pour une solution aqueuse de 2-aminoéthanol (ou monoéthanolamine ou éthanolamine ou 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. Une telle consommation énergétique représente un coût opératoire considérable pour le procédé de captage du CO2. Il est bien connu de l'homme du métier que l'énergie nécessaire à la régénération par distillation d'une solution d'amine peut se décomposer selon trois postes différents : l'énergie nécessaire pour réchauffer le solvant entre la tête et le fond du régénérateur, l'énergie nécessaire pour abaisser la pression partielle de gaz acide dans le régénérateur par vaporisation d'un gaz de strippage, et enfin l'énergie nécessaire pour casser la liaison chimique entre l'amine et le CO2. Ces deux premiers postes sont inversement proportionnels aux débits de solution absorbante qu'il est nécessaire de faire circuler dans l'unité pour réaliser une spécification donnée. Pour diminuer la consommation énergétique associée à 15 la régénération du solvant, il est donc préférable encore une fois de maximiser la capacité cyclique du solvant. Il est difficile de trouver des composés, ou une famille de composés, permettant aux différents procédés de désacidification de fonctionner à moindre 20 coûts opératoires (dont l'énergie de régénération) et d'investissements (dont le coût de la colonne d'absorption). Il est bien connu de l'homme du métier que les amines tertiaires ou les amines secondaires avec un encombrement stérique sévère ont une cinétique de 25 captage du CO2 plus lente que des amines primaires ou secondaires peu encombrées. En revanche, les amines tertiaires ou secondaires avec un encombrement stérique sévère ont une cinétique de captage de l'H2S instantanée, ce qui permet de réaliser une élimination sélective de l'H2S basée sur des performances cinétiques distinctes. 30 Parmi les applications de ces amines tertiaires ou encombrées, le document FR 2 100 475 décrit un procédé d'absorption sélective de gaz sulfurés par un composé absorbant en solution aqueuse, le composé ayant une formule générale pouvant contenir une amine tertiaire dont un des substituants contient une fonction éther mais excluant les alcanolamines. Le brevet US 4,405,811 décrit un procédé d'élimination sélective de l'H2S dans des gaz contenant de l'H2S et du CO2 par un absorbant contenant des amines de type alcanolamine tertiaire pouvant contenir ou non une ou plusieurs fonctions éthers qui dans ce cas se trouvent obligatoirement sur le substituant hyd roxylé. Les inventeurs ont découvert que les amines de type monoalcanolamines tertiaires contenant ou non une fonction éther ne sont pas équivalentes en terme de performances pour leur usage dans des formulations de solution absorbante pour le traitement de gaz acides dans un procédé industriel. La présente invention a pour objet l'utilisation de monoalcanolamines tertiaires renfermant une fonction éther et appartenant à la famille des 3- alcoxypropylamines. De manière générale la présente invention a pour objet une solution 20 absorbante pour éliminer des composés acides contenus dans un effluent gazeux, comportant : - de l'eau; - au moins une amine répondant à la formule générale suivante (A) : R4R6 R5 0 R1 OH R2 R3 25 (A) dans laquelle R1 est un radical alkyle renfermant de 1 à 6 atomes de carbone, R2, R3 et R4 sont indépendamment choisis parmi un atome d'hydrogène et un radical alkyle renfermant de 1 à 6 atomes de carbone, R5 est choisi indifféremment parmi un atome d'hydrogène et un radical 5 alkyle renfermant de 1 à 6 atomes de carbone, R6 est un radical alkyle renfermant de 1 à 6 atomes de carbone. Selon l'invention, l'amine peut être choisie parmi les composés suivants : la N-méthyl-N-(3-méthoxypropyI)-2-aminoéthanol, la N-méthyl-N-(3- 10 méthoxypropyI)-1-amino-2-propanol, la N-méthyl-N-(3-méthoxypropy1)-1-amino-2- butanol, la N-éthyl-N-(3-méthoxypropyl)-2-aminoéthanol, la N-éthyl-N-(3- méthoxypropy1)-1-amino-2-propanol, la N-éthyl-N-(3-méthoxypropyI)-1-amino-2- butanol, la N-isopropyl-N-(3-méthoxypropyI)-2-aminoéthanol, la N-isopropyl-N-(3- méthoxypropy1)-1-amino-2-propanol, et la N-isopropyl-N-(3-méthoxypropy1)-1- 15 amino-2-butanol. De préférence, l'amine est la N-méthyl-N-(3-méthoxypropyI)-2- aminoéthanol. La solution absorbante peut comporter entre 10% et 90% poids de ladite amine et entre 10% et 90% poids d'eau. La solution absorbante peut comporter, en outre, une quantité non nulle et 20 inférieure à 20 % poids d'un composé amine primaire ou secondaire. Ledit composé amine primaire ou secondaire peut être choisi dans le groupe constitué par : MonoEthanolAmine, N-butylethanolamine 25 Aminoethylethanolamine, Diglycolamine, Pipérazine, N-(2-hydroxyethyl) Pipérazine, N-(2-aminoethyl)Pipérazine, 30 Morpholine, 3-(metylamino)propylamine. - 1,6-hexanediamine - N,N1-diméthy1-1,6-hexanediamine La solution absorbante peut comporter, en outre, un solvant physique choisi parmi le méthanol et la sulfolane. L'invention a également pour objet 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 gazeux avec une solution absorbante selon l'invention. Selon l'invention, l'étape d'absorption des composés acides peut être réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 120 bars, et à une température comprise entre 20°C et 100°C. Après l'étape d'absorption, on peut obtenir un effluent gazeux appauvri en composés acides et une solution absorbante chargée en composés acides, et on 15 peut effectuer au moins une étape de régénération de la solution absorbante chargée en composés acides. L'étape de régénération peut être réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 10 bars et une température comprise entre 100°C et 180°C. L'effluent gazeux peut être choisi parmi le gaz naturel, les gaz de 20 synthèse, les fumées de combustion, les gaz de raffinerie, les gaz acides issus d'une unité aux amines, les gaz issus d'une unité de réduction en queue du procédé Claus, les gaz de fermentation de biomasse, les gaz de cimenterie, les fumées d'incinérateur. Dans le procédé selon l'invention, l'effluent gazeux peut être un gaz 25 naturel comportant de l'H2S et du CO2, mis en oeuvre pour l'élimination sélective de l'H2S par rapport au CO2. L'utilisation des composés 3-alcoxypropylamines selon l'invention permettent d'obtenir des capacités d'absorption des gaz acides plus importantes 30 que les amines de référence. Cette performance est accrue du fait d'une plus grande basicité. Par ailleurs, les composés selon l'invention présentent une absorption sélective de l'H2S vis-à-vis du CO2 plus importante que les amines de référence. D'autres caractéristiques et avantages de l'invention seront mieux compris 5 et apparaîtront clairement à la lecture de la description faite, ci-après, en se référant à la figure 1 représentant un schéma de principe d'un procédé de traitement de gaz acides. La présente invention propose une solution aqueuse comportant au moins 10 un composé appartenant à la famille des 3-alcoxypropylamines pour éliminer les composés acides contenu dans un effluent gazeux. Synthèse d'une molécule selon la formule générale de l'invention 15 On peut synthétiser les molécules de l'invention en utilisant toutes les voies permises par la chimie organique. Parmi celles-ci, on peut en citer une sans être exhaustif. Elle est représentée par le schéma suivant et appelle quelques commentaires. 20 Il est possible de préparer les 3-alcoxypropylamines selon l'invention par une procédure ne générant aucun sel et compatible avec un développement industriel. Cette procédure fait appel à un enchaînement de quatre réactions dont une seule génère un co-produit qui est de l'eau. R1-OH Ft-KoCN 2 I-12 oN H2 0 1,1 R2>/ \ Il peut être avantageux dans la réaction 1 d'opérer avec soit avec un excès d'acrylonitrile soit avec un excès d'alcool. L'un ou l'autre des réactifs en excès est aisément séparé, par exemple, par distillation à la fin de la réaction 1 puis recyclé dans le processus. Par conséquent dans cette étape, le recours éventuel à l'utilisation d'un excès de l'un ou l'autre des réactifs pour atteindre la conversion maximale dans des conditions avantageuses de temps et de température est tout à fait compatible avec le processus décrit. La deuxième étape consiste en l'hydrogénation du 3-alcoxypropionitrile pour conduire à la 3-alcoxypropylamine selon la réaction bien connue de réduction des fonctions nitriles en fonctions amines primaires (réaction 2). Cette réaction peut s'effectuer avec tous les moyens connus de l'homme du métier dans le respect de la chimie organique. Elle peut s'effectuer, par exemple, au moyen d'un hydrure approprié tel l'hydrure mixte de lithium et d'aluminium. Elle peut selon l'invention s'effectuer de préférence en présence d'hydrogène, ou en présence d'hydrogène et d'ammoniac au moyen d'un catalyseur approprié tel par exemple des dérivés du nickel. Cette réaction est une réaction d'addition de l'hydrogène sur la fonction nitrile et ne génère aucun sous produit. O. F. Wiedman et colt décrivent dans J. Am. Chem. Soc., (1945), p1194 une méthode générale d'hydrogénation du dicyanoéthyléther en diaminopropyléther en 30 présence de nickel de Raney et d'ammoniac entre 50 et 150 bar à une température de 80°C à 125°C. Le document GB 869405 (1961) par exemple décrit l'hydrogénation du 3méthoxypropionitrile en 3-méthoxypropanamine en présence d'hydrogène, d'ammoniac et de nickel de Raney à 150°C sous 200 bar. Le document US 3253040 (1966) par exemple décrit l'hydrogénation du 35 méthoxypropionitrile en 3-méthoxypropanamine en présence d'hydrogène et de nickel de Raney à 110°C sous 10 bar. Le document US 3372195 (1968) par exemple décrit l'hydrogénation du 3méthoxypropionitrile en 3-méthoxypropanamine en présence d'hydrogène et d'ammoniac et d'un catalyseur à base de Ruthénium à 125°C sous 70 bar. 10 La troisième étape consiste en la réaction de la 3-alcoxypropylamine précédemment obtenue avec un époxyde substitué ou non selon une réaction de mono addition bien connue (réaction 3). le produit obtenu est un N-(3- alcoxypropyI)-2-aminoalcanol. Il peut être avantageux pour obtenir le composé de 15 mono addition souhaité d'opérer avec un excès de 3-alcoxypropylamine qui est ensuite séparée par exemple par distillation. Enfin, la quatrième étape consiste en l'alkylation du N-(3-alcoxypropyI)-2- aminoalcanol précédemment obtenu pour obtenir un N-alkyl-N-(3-alcoxypropyI)-2- 20 aminoalcanol qui est le produit de l'invention (réaction 4). Cette alkylation de l'atome d'azote peut être effectuée au moyen de toutes les méthodes permises par la chimie organique et connues de l'homme du métier. On peut citer par exemple la réaction de méthylation dite d'Eschweiler-Clarke qui requiert un mélange de formaldéhyde et d'acide formique. On peut également 25 citer la réaction de Leuckart qui utilise une cétone ou un aldéhyde et un formiate d'ammonium. On préfère pour l'invention réaliser l'alkylation par la réaction dite d'alkylation réductrice catalytique des amines au moyen d'un aldéhyde ou d'une cétone en présence d'hydrogène et d'un catalyseur approprié. Les réactions d'alkylation réductrice catalytique des amines présentent entre autre l'avantage 30 d'être rapides, sélectives et de ne générer comme sous produit que de l'eau. Elles sont largement utilisées dans les procédés industriels de fabrication d'alkylamines telles que les méthylamines ou les éthylamines et sont compatibles avec les technologies utilisées industriellement. On peut par exemple réaliser la méthylation du N-(3-méthoxypropyI)-2- aminoéthanol en N-méthyl-N-(3-méthoxypropyl)-2-aminoéthanol dans un réacteur autoclave par réaction du N-(3-méthoxypropyl)-2-aminoéthanol avec du formaldéhyde en excès sous une pression d'hydrogène de 20 bar à 120°C en 3 heures en présence d'un catalyseur au palladium sur charbon. Les caractéristiques RMN-13C (CDCI3) du N-méthyl-N-(3-méthoxypropyI)-2- aminoéthanol sont les suivantes : 57,7 ppm : CH3-0-CH2-CH2-CH2-N(CH3)-CH2-CH2-0H 70,2 ppm : CH3-0-CH2-CH2-CH2-N(CH3)-CH2-CH2-0H 26,7 ppm : CH3-0-CH2-CH2-CH2-N(CH3)-CH2-CH2-0H 54,1 ppm : CH3-0-CH2-CH2-CH2-N(CH3)-CH2-CH2-0H 15 41,4 ppm : CH3-0-CH2-CH2-CH2-N(CH3)-CH2-CH2-0H 54,4 ppm : CH3-0-CH2-CH2-CH2-N(CH3)-CH2-CH2-0H 58,8 ppm : CH3-0-CH2-CH2-CH2-N(CH3)-CH2-CH2-0H On peut par exemple réaliser l'éthylation du N-(3-méthoxypropyI)-2-aminoéthanol 20 en N-éthyl-N-(3-méthoxypropyI)-2-aminoéthanol en suivant la même procédure mais en remplaçant le formaldéhyde par de l'acétaldéhyde. On peut par exemple réaliser l'isopropylation du N-(3-méthoxypropyI)-2- aminoéthanol en N-isopropyl-N-(3-méthoxypropyI)-2-aminoéthanol en suivant la même procédure mais en remplaçant le formaldéhyde par de l'acétone. 25 Une variante de cette voie d'accès aux molécules de l'invention (non représentée sur la figure) peut faire appel à l'acrylamide au lieu de l'acrylonitrile. La première étape est une addition de l'alcool sur l'acrylamide conduisant au 3- alcoxypropanamide qui est ensuite hydrogéné en 3-alcoxypropylamine lors d'une 30 deuxième étape. Les étapes 3 et 4 sont les mêmes que celles précédemment décrites. Nature des effluents gazeux Les solutions absorbantes selon l'invention peuvent être mises en oeuvre pour désacidifier les effluents gazeux suivants : le gaz naturel, les gaz de 5 synthèse, les fumées de combustion, les gaz de raffinerie, les gaz acides issus d'une unité aux amines, les gaz issus d'une unité de réduction 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, des mercaptans, du COS, du CS2, le 10 S02. 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. A titre d'illustration, on peut mettre en oeuvre le procédé selon l'invention pour absorber 15 au moins 70%, de préférence au moins 80% voire au moins 90% du CO2 contenu dans les fumées de combustion. Ces fumées ont généralement 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 quelques impuretés comme des SOx et des NOx, s'ils 20 n'ont pas été éliminés en amont du procédé de désacidification. En particulier, le procédé selon l'invention est particulièrement bien adapté pour absorber le CO2 contenu dans des fumées de combustion comportant une faible pression partielle de CO2, par exemple une pression partielle de CO2 inférieure à 200 mbars. Le procédé selon l'invention peut être mis en oeuvre pour désacidifier un 25 gaz de synthèse. Le gaz de synthèse contient du monoxyde de carbone CO, de l'hydrogène H2 (généralement dans un ratio H2/CO égale à 2), de la vapeur d'eau (généralement à saturation à la température où le lavage est effectué) et du dioxyde de carbone CO2 (de l'ordre de la dizaine de %). La pression est généralement comprise entre 20 et 30 bars, mais peut atteindre jusqu'à 70 bars. Il 30 contient, en outre, des impuretés soufrées (H2S, COS, etc.), azotées (NH3, HCN) et halogénées. Le procédé selon l'invention peut être mis en oeuvre pour désacidifier un gaz naturel. 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 5 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. L'invention peut être mise en oeuvre pour atteindre des spécifications généralement imposées sur le gaz désacidifié, qui sont moins de 2% de CO2, voire moins de 50 ppm de CO2 pour réaliser ensuite une 10 liquéfaction du gaz naturel et moins de 4 ppm d'H2S, et moins de 50 ppm, voire moins de 10 ppm, volume de soufre total. Composition de la solution absorbante 15 La solution absorbante selon l'invention comporte : a - de l'eau; b - au moins une amine choisie parmi les monoalcanolamines tertiaires renfermant une fonction éther et appartenant à la famille des 3- alcoxypropylamines répondant à la formule générale suivante (A) : 20 R6 R4 R cs- N 1 R2 R3 (A) OH dans laquelle R1 à R6 sont définis ci-après. R1 est un radical alkyle renfermant de 1 à 6 atomes de carbone et de 25 préférence 1 à 2 atomes de carbone. R2, R3 et R4 sont indépendamment choisis parmi un atome d'hydrogène ou un radical alkyle renfermant de 1 à 6 atomes de carbone et de préférence 1 à 2 atomes de carbone. De manière préférée, R2, R3 et R4 sont des atomes d'hydrogène. R5 est choisi indifféremment parmi un atome d'hydrogène ou un radical alkyle renfermant de 1 à 6 atomes de carbone et de préférence 1 à 2 atomes de carbone. De manière préférée, R5 est un atome d'hydrogène ou un radical alkyle 5 renfermant 1 à 2 atomes de carbone. R6 est un radical alkyle renfermant de 1 à 6 atomes de carbone et de préférence 1 à 3 atomes de carbone. Le radical R6 peut être défini plus précisément par la formule générale R CH 8 dans laquelle R7 et R8 peuvent être chacun un atome d'hydrogène 10 ou R7 peut être un atome d'hydrogène et R8 choisi parmi un radical alkyle renfermant de 1 à 5 atomes de carbone ou bien R7 et R8 peuvent être chacun un radical alkyles renfermant de 1 à 4 atomes de carbone dans le respect de la définition de R6. De manière préférée, R6 est un radical méthyle, éthyle, propyle ou iso- 15 propyle. En d'autre termes, la solution absorbante selon l'invention comporte au moins une amine répondant à la formule générale (A), en solution aqueuse. Par exemple, la solution absorbante selon l'invention peut comporter une amine répondant à la formule (A), choisie parmi les composés suivants : N-méthyl-N-(3-méthoxypropyI)-2-aminoéthanol °./NOH I N-méthyl-N-(3-méthoxypropyI)-1-amino-2- propanol 1 OH N N-méthyl-N-(3-méthoxypropyI)-1-amino-2- butanol $::N -OH / N-éthyl-N-(3-méthoxypropyI)-2-aminoéthanol r °N0H N-éthyl-N-(3-méthoxypropyI)-1-amino-2- propanol /°N0H N-éthyl-N-(3-méthoxypropyI)-1-amino-2-butanol r OH 0 N N-isopropyl-N-(3-méthoxypropyI)-2- aminoéthanol °N0H N-isopropyl-N-(3-méthoxypropyI)-1-amino-2- propanol °/NOH N-isopropyl-N-(3-méthoxypropyI)-1 -am ino-2- buta nol 1::eN / OH De préférence, la solution absorbante selon l'invention est composée d'une solution d'eau en mélange avec l'amine suivante : 0 OH N-méthyl-N-(3-méthoxypropyI)-2-aminoéthanol10 Les amines selon la formule générale (A) peuvent être en concentration variable dans la solution absorbante, par exemple comprise entre 10% et 90% poids, de préférence entre 20% et 60% poids, de manière très préférée entre 30% et 50% poids. La solution absorbante peut contenir entre 10% et 90% poids d'eau, de préférence entre 40% et 80% poids d'eau, de manière très préférée de 50% à 70% d'eau. Dans un mode de réalisation, les amines selon la formule générale (A) 10 peuvent être formulées avec un composé, contenant au moins une fonction amine primaire ou secondaire. Par exemple, la solution absorbante comporte jusqu'à une concentration inférieure à 20% poids, de préférence inférieure à 15% poids, de préférence inférieure à 10% poids dudit composé contenant au moins une fonction amine primaire ou secondaire. De préférence, la solution absorbante 15 comporte au moins 0,5% poids dudit composé contenant au moins une fonction amine primaire ou secondaire. Ledit composé permet d'accélérer la cinétique d'absorption du COS et, dans certains cas, du CO2 contenu dans le gaz à traiter Une liste non exhaustive de composés contenant au moins une fonction amine primaire ou secondaire qui peuvent entrer dans la formulation est donnée 20 ci-dessous : Monoéthanolamine, N-butyléthanolamine Aminoéthyléthanolamine, Diglycolamine, 25 Pipérazine, N-(2-hydroxyéthyl)pipérazine, N-(2-aminoéthyl)pipérazine, Morpholine, 3-(méthylamino)propylamine. 30 1,6-hexanediamine N,N1-diméthy1-1,6-hexanediamine La solution absorbante peut comporter, en outre, un solvant physique comme par exemple le méthanol et la sulfolane. Procédé d'élimination des composés acides dans un effluent gazeux La mise en oeuvre d'une solution aqueuse comportant un composé selon la formule générale (A) pour désacidifier un effluent gazeux est réalisée de façon 10 schématique en effectuant une étape d'absorption suivie d'une étape de régénération, par exemple tel que représenté par la figure 1. En référence à la figure 1, l'étape d'absorption consiste à mettre en contact l'effluent gazeux 1 avec la solution absorbante 4. L'effluent gazeux 1 est introduit en fond de Cl, la solution absorbante est introduite en tête de C1. La 15 colonne Cl est munie de moyen de mise en contact entre gaz et liquide, par exemple un garnissage vrac, un garnissage structuré ou des plateaux. Lors du contact, les fonctions amines des molécules selon la formule générale (A) 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 évacuée 20 en tête de Cl et une solution absorbante enrichie en composés acides 3 évacuée en fond de Cl pour être régénérée. 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. La solution absorbante 25 enrichie en composés acides 3 est introduite dans l'échangeur de chaleur E1, où elle est réchauffée par le flux 6 provenant de la colonne de régénération C2. La solution 5 réchauffée en sortie de El est introduite dans la colonne de régénération C2. La colonne de régénération C2 est équipée d'internes de mise en contact 30 entre gaz et liquide, par exemple des plateaux, des garnissages en vrac ou structurés. Le fond de la colonne C2 est équipée d'un rebouilleur RI qui apporte la chaleur nécessaire à la régénération en vaporisant une fraction de la solution absorbante. Dans la colonne C2, sous l'effet de la mise en contact de la solution absorbante arrivant par 5 avec la vapeur produite par le rebouilleur, les composés acides sont libérés sous forme gazeuse et évacués en tête de C2 par le conduit 7. La solution absorbante régénérée 6, c'est-à-dire appauvrie en composés acides 6 est refroidie dans E1, puis recyclée dans la colonne Cl par le conduit 4. L'étape d'absorption des composés acides peut être réalisée à une pression dans Cl 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 bar et 3 bars 10 pour le traitement des fumées industrielles, et à une température dans Cl comprise entre 20°C et 100°C, préférentiellement comprise entre 30°C et 90°C, voire entre 30 et 60°C. L'étape de régénération du procédé selon l'invention peut être réalisée par 15 régénération thermique, éventuellement complétée par une ou plusieurs étapes de détente. La régénération peut être effectuée à une pression dans C2 comprise entre 1 bar et 5 bars, voire jusqu'à 10 bars et à une température dans C2 comprise entre 100°C et 180°C. De manière préférée, la température de 20 régénération dans C2 est comprise entre 155°C et 180°C dans le cas où l'on souhaite réinjecter les gaz acides. Exemples : 25 Exemple 1 : Mode opératoire de synthèse Cet exemple illustre la synthèse des molécules de l'invention ainsi qu'une molécule destinée à un exemple comparatif, selon la voie de synthèse précédemment décrite, étant entendu que toutes les possibilités de synthèse de 30 ces molécules tant au niveau des routes de synthèses que des modes opératoires possibles ne sont pas ici décrits. Synthèse du N-méthyl-N-(3-méthoxypropvI)-2-aminoéthanol (destiné à un exemple selon l'invention) Dans un premier temps, à un mélange de 3,22 moles de 3-méthoxypropylamine commercialement disponible diluée dans 500 ml d'eau, on ajoute 1,6 mole d'oxyde d'éthylène sous agitation en 1 heure à une température n'excédant pas 25°C puis on poursuit l'agitation pendant 1 heure supplémentaire à la température ambiante. Après distillation de l'eau et de la 3-méthoxypropylamine en excès, on recueille entre 120°C et 124°C sous 20 mbar 140g de N-(3-méthoxypropyI)-2- 10 aminoéthanol. Dans un deuxième temps, dans un réacteur autoclave on introduit 451 mmole de N-(3-méthoxypropyl)-2-aminoéthanol précédemment préparée, 2,25 moles de formaldéhyde à 37% dans l'eau et 0,5 g d'un catalyseur Pd/C. On introduit de l'hydrogène à une pression de 20 bar et on porte le milieu à la température de 15 80°C pendant 4 heures. Après retour à la température ambiante, on sépare le catalyseur par filtration et après distillation on recueille 52 g d'un produit dont le spectre RMN (CDCI3) est conforme à celui du N-méthyl-N-(3-méthoxypropyI)-2- aminoéthanol et dont les caractéristiques sont sont les suivantes : 57,7 ppm : CH3-0-CH2-CH2-CH2-N(CH3)-CH2-CH2-0H 20 70,2 ppm : CH3-0-CH2-CH2-CH2-N(CH3)-CH2-CH2-0H 26,7 ppm : CH3-0-CH2-CH2-CH2-N(CH3)-CH2-CH2-0H 54,1 ppm : CH3-0-CH2-CH2-CH2-N(CH3)-CH2-CH2-0H 41,4 ppm : CH3-0-CH2-CH2-CH2-N(CH3)-CH2-CH2-0H 54,4 ppm : CH3-0-CH2-CH2-CH2-N(CH3)-CH2-CH2-0H 25 58,8 ppm : CH3-0-CH2-CH2-CH2-N(CH3)-CH2-CH2-0H Synthèse du N-méthyl-N-(2-méthoxyéthyl)-2-aminoéthanol (destiné à un exemple comparatif) On introduit dans un réacteur 2,64 moles de 2-méthylaminoéthanol et 0,529 mole 30 de (2-chloroéthyl)méthyléther tous deux commercialement disponibles puis on porte le milieu à la température de 80°C pendant 6 heures. Après retour à la température ambiante, on neutralise le milieu avec de la soude aqueuse puis on élimine l'eau, le sel et les réactifs excédentaires et résiduels et après distillation on recueille 30g d'un produit dont le spectre RMN (CDCI3) est conforme à celui du N-méthyl-N-(2-méthoxyéthyl)-2-aminoéthanol et dont les caractéristiques sont sont les suivantes : 56,2 ppm : CH3-0-CH2-CH2-N(CH3)-CH2-CH2-0H 69,8 ppm : CH3-0-CH2-CH2-N(CH3)-CH2-CH2-0H 57,9 ppm : CH3-0-CH2-CH2-N(CH3)-CH2-CH2-0H 42,2 ppm : CH3-0-CH2-CH2-N(CH3)-CH2-CH2-0H 58,4 ppm : CH3-0-CH2-CH2-N(CH3)-CH2-CH2-0H 59,0 ppm : CH3-0-CH2-CH2-N(CH3)-CH2-CH2-0H Exem le 2 : Ca-acité et sélectivité d'élimination de H S d'un effluent gazeux 15 contenant H25 et CO2 par une solution de N-méthyl-N-(3-méthoxvpropv1)-2- aminoéthanol : On réalise un test d'absorption à 40°C sur des solutions aqueuses d'amine au sein d'un réacteur parfaitement agité ouvert coté gaz. 20 Pour chaque solution, l'absorption est réalisée dans un volume liquide de 50 cm3 par bullage d'un courant gazeux constitué d'un mélange azote : dioxyde de carbone : hydrogène sulfuré de 89:10:1 en proportions volumiques, d'un débit de 3ONL/h pendant 90 minutes. On mesure à l'issue du test le taux de charge en H2S obtenu (a =nombre 25 de mole de H2S /kg de solution) ainsi que la sélectivité d'absorption vis-à-vis du CO2. Cette sélectivité S est défini de la manière suivante : s= otH2s x (Concentration du mélange gazeux en CO,) soit dans les conditions du test décrit aco2 (Concentration du mélange gazeux en H2S) ICI S = 10X aH2S aco2 A titre d'exemple, on peut comparer les taux de charge et la sélectivité 5 entre une solution absorbante de N-méthyl-N-(3-méthoxypropyI)-2-aminoéthanol à 50% en poids selon l'invention et une solution absorbante de Méthyldiéthanolamine (MDEA) à 47% en poids, composé de référence pour l'élimination sélective de l'H2S en traitement de gaz naturel, ainsi qu'une solution absorbante de ter-butyldiéthanolamine (tBu-DEA) à 50% , monoalcanoamine 10 tertiaire selon la formule générale du brevet US 4,405,811 et exempte de fonction éther. On peut également comparer la solution selon l'invention à une solution absorbante N-méthyl-N-(2-méthoxyéthyl)-2-aminoéthanol, monoalcanolamine tertiaire renfermant une fonction éther mais appartenant à la famille des 2- alcoxyéthylamines distincte des 3-alcoxypropylamines selon l'invention. 15 Composé Concentration T(°C) Taux de charge Sélectivité en H2S (mole/kg) MDEA 47% 40 0,16 6,3 tBu-DEA 50% 40 0,15 (selon la formule générale du document US 4,405,811) 7,6 N-méthyl-N-(2-méthoxyéthyl)-2- 50% 40 0,08 3,0 aminoéthanol N-méthyl-N-(3-méthoxypropyI)-2- 50% 40 0,21 11,1 aminoéthanol (selon l'invention) Cet exemple illustre les gains en taux de charge et en sélectivité pouvant être atteints avec une solution absorbante selon l'invention, comprenant 50%pds de N-méthyl-N-(3-méthoxypropyI)-2-aminoéthanol. Cet exemple illustre que les monoalcanolamines tertiaires ne sont pas 5 toutes équivalentes en terme de performances. En effet, la MDEA et la terbutyldiéthanolamine (entrée 2 du tableau) ne contiennent pas de fonction éther contrairement aux molécules de l'invention. Cette exemple illustre par ailleurs que les monoalcanolamines tertiaires renfermant une fonction éther ne sont pas toutes équivalentes en terme de 10 performances. Dans la N-méthyl-N-(2-méthoxyéthyl)-2-aminoéthanol (entrée 3 du tableau), l'amine est une alcoxyéthylamine et non une alcoxypropylamine comme dans l'invention. L'exemple démontre donc que la structure de l'alcoxypropylamine selon l'invention présente des performances particulières et améliorées. REVENDICATIONS1. Solution absorbante pour éliminer des composés acides contenus dans un effluent gazeux, comportant : - de l'eau; - au moins une amine répondant à la formule générale suivante (A) : R6 R4 Ri oN R2 R3 (A) dans laquelle R1 est un radical alkyle renfermant de 1 à 6 atomes de carbone, R2, R3 et R4 sont indépendamment choisis parmi un atome d'hydrogène 15 et un radical alkyle renfermant de 1 à 6 atomes de carbone, R5 est choisi indifféremment parmi un atome d'hydrogène et un radical alkyle renfermant de 1 à 6 atomes de carbone, R6 est un radical alkyle renfermant de 1 à 6 atomes de carbone. 20 2. Solution absorbante selon la revendication 1, dans laquelle l'amine est choisie parmi les composés suivants : la N-méthyl-N-(3-méthoxypropyI)-2-aminoéthanol, la N-méthyl-N-(3- méthoxypropy1)-1-amino-2-propanol, la N-méthyl-N-(3-méthoxypropyI)-1- amino-2-butanol, la N-éthyl-N-(3-méthoxypropyI)-2-aminoéthanol, la N-éthyl- 25 N-(3-méthoxypropyI)-1-amino-2-propanol, la N-éthyl-N-(3-méthoxypropyI)-1- amino-2-butanol, la N-isopropyl-N-(3-méthoxypropyI)-2-aminoéthanol, la Nisopropyl-N-(3-méthoxypropy1)-1-amino-2-propanol, et la N-isopropyl-N-(3- méthoxypropy1)-1-amino-2-butanol. OH 3. Solution absorbante selon la revendication 1, dans laquelle l'amine est la Nméthyl-N-(3-méthoxypropy1)-2-aminoéthanol. 4. Solution absorbante selon l'une des revendications 1 à 3, comportant entre 10% et 90% poids de ladite amine et entre 10% et 90% poids d'eau. 5. Solution absorbante selon l'une des revendications précédentes, comporte, en outre, une quantité non nulle et inférieure à 20 % poids d'un composé amine primaire ou secondaire. 6. Solution absorbante selon la revendication 5, dans lequel ledit composé amine primaire ou secondaire est choisi dans le groupe constitué par : MonoEthanolAmine, N-butylethanolamine Aminoethylethanolamine, Diglycolamine, Pipérazine, N-(2-hydroxyethyl)Pipérazine, N-(2-aminoethyl)Pipérazine, Morpholine, 3-(metylamino)propylamine. 1,6-hexanediamine N,N1-diméthy1-1,6-hexanediamine 7. Solution absorbante selon l'une des revendications précédentes, comportant, en outre, un solvant physique choisi parmi le méthanol et la sulfolane. 8. Procédé d'élimination des composés acides contenus dans un effluent gazeux, dans lequel on effectue une étape d'absorption des composésacides par mise en contact de l'effluent gazeux avec une solution absorbante selon l'une des revendications 1 à 7. 9. Procédé selon la revendication 8, dans lequel l'étape d'absorption des composés acides est réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 120 bars, et à une température comprise entre 20°C et 100°C. 10. Procédé selon l'une des revendications 8 et 9, dans lequel après l'étape d'absorption, on obtient un effluent gazeux appauvri en composés acides et une solution absorbante chargée en composés acides, et on effectue au moins une étape de régénération de la solution absorbante chargée en composés acides. 11. Procédé selon la revendication 10, dans lequel l'étape de régénération est réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 10 bars et une température comprise entre 100°C et 180°C. 12. Procédé selon l'une des revendications 8 à 11, dans lequel l'effluent gazeux est choisi parmi le gaz naturel, les gaz de synthèse, les fumées de combustion, les gaz de raffinerie, les gaz acides issus d'une unité aux amines, les gaz issus d'une unité de réduction en queue du procédé Claus, les gaz de fermentation de biomasse, les gaz de cimenterie, les fumées d'incinérateur. 13. Procédé selon l'une des revendications 8 à 11, dans lequel l'effluent gazeux est un gaz naturel comportant de l'H2S et du CO2, mis en oeuvre pour l'élimination sélective de l'H2S par rapport au CO2.