Brevet FR2999449A1 — publié le 20140620

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 6852144 décrit une méthode d'élimination des composés acides des hydrocarbures. La méthode utilise une solution absorbante eau-N-méthyldiéthanolamine ou eau-triéthanolamine 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'H25 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 H2S vis-à-vis du CO2. Cette sélectivité permet 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 H25 le gaz acide. Dans ce cas, on recherche également l'amine la plus sélective. Des amines tertiaires, comme la N-méthyldiéthanolamine (MDEA), ou amines secondaires encombrées présentant une cinétique de réaction lente avec le CO2 sont couramment utilisées. Par exemple, le document US 4,405,582 revendique l'utilisation d'une solution absorbante d'un diaminoéther dont au moins une fonction est tertiaire, absorbant sélectivement le H2S d'un effluent gazeux. 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 de colonne d'absorption. Cet équipement sous pression, typiquement entre 40 bars et 70 bars, représente une part importante des coûts d'investissement du procédé. Que l'on recherche une cinétique de captage du CO2 et du COS maximale dans 5 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 Aa correspond à la différence de taux de charge (a désignant le nombre de mole de composés acides absorbés ngaz acide par kilogramme de solution absorbante) entre la solution absorbante 10 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 le 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 15 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 20 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. Il est bien connu de l'homme du métier que l'énergie nécessaire à la régénération 25 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. 30 Les deux premiers postes sont 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 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 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 formulations d'amines tertiaires ou secondaires avec un encombrement sévère en mélange avec une amine primaire ou secondaire appelée « activateur » permettent d'optimiser les capacités d'absorption des gaz acides ainsi que les cinétiques d'absorption du CO2 et du COS. Parmi les applications de ces formulations, on peut notamment citer le document US 6852144 dans lequel sont illustrées les performances d'élimination du CO2 et COS d'un gaz naturel par des solutions de méthyldiéthanolamine et de pipérazine, pour différentes concentrations de ces deux amines. Il est également bien connu que l'utilisation d'amines tertiaires ou secondaires encombrées sans activateur permet de réaliser une élimination sélective de l'H25. Le brevet US4,405,582 décrit notamment certaines amines de la famille des diaminoéthers présentant des sélectivités d'absorption de H25 par rapport au CO2 nettement améliorées par rapport à la méthyldiéthanolamine, couramment utilisée pour cette application. Une limitation de ces diaminoéthers sélectifs peut apparaître lorsque l'on recherche une absorption du CO2 pour traiter des gaz contenant des teneurs en CO2 largement supérieure aux spécifications recherchées. Il n'est alors pas évident que ces mêmes diaminoéthers associés à un « activateur » présentent des capacités d'absorption du CO2 ou des cinétiques d'absorption du CO2 et du COS améliorées par rapport à une formulation de méthyldiéthanolamine et du même activateur à des concentrations massiques identiques. Parmi les applications des diaminoéthers, le document FR2961114 décrit un procédé d'élimination du CO2 contenu dans les fumées de combustion ayant une pression partielle inférieure à 200mbars par mise en contact d'une solution absorbante contenant au moins une diamine appartenant à la famille des 1,2-bis(2-aminoéthoxy)-éthanes. Ce document illustre les gains en capacité de captage de CO2 et d'énergie de régénération associée de ces amines à 30%poids sans activateur pour des pressions partielles en CO2 de 100 mbar en référence à une solution de monoéthanolamine à 30%pds. Cependant, il n'est pas évident que ces mêmes 1,2-bis(2-aminoéthoxy)-éthanes associées à un « activateur » présentent une amélioration des capacités d'absorption du CO2 pour des pressions partielles supérieures à 200mbars ou des cinétiques d'absorption du CO2 et du COS par rapport à une formulation de méthyldiéthanolamine et du même activateur à concentrations massiques identiques. Les inventeurs ont découvert que les diaminoéthers en général et ceux appartenant à la famille générale des 1,2-bis(2-aminoéthoxy)-éthanes en particulier ne 5 sont pas équivalents en termes de performances pour leur usage dans des formulations de solution absorbante avec activateur pour la désacidification totale d'effluents gazeux contenant plus de 200 mbar de pression partielle en CO2. De manière inattendue, les formulations activées de 1 ,2-bis-(2-diméthylaminoéthoxy)-éthane se distinguent par l'amélioration de leur capacité d'absorption du CO2 pour des pressions partielles 10 supérieures à 200mbars ou leur cinétique d'absorption du CO2 et du COS améliorées par rapport à une formulation de méthyldiéthanolamine et du même activateur à concentrations massiques identiques. Ainsi, l'objet de l'invention concerne un procédé d'élimination des composés acides d'un effluent gazeux ayant une pression partielle en CO2 supérieure à 200mbars, 15 en mettant en oeuvre une solution aqueuse comportant de l'eau, au moins une amine comprenant au moins une fonction amine primaire ou secondaire et la diamine suivante : 1 ,2-bis-(2-diméthylaminoéthoxy)-éthane I 0 /N\s:K\/ \/N I L'utilisation de cette diamine dans une formulation activée selon l'invention 20 permet d'obtenir des capacités d'absorption des gaz acides plus importantes que les amines de référence en formulation avec les mêmes activateurs. De plus, dans le cas particulier d'une application de désacidification totale d'un effluent gazeux dans laquelle la solution absorbante contient la diamine selon l'invention en mélange avec une amine primaire ou secondaire, l'invention permet d'accélérer la 25 cinétique d'absorption du COS et du CO2, par rapport à une solution de MDEA contenant la même quantité d'amine primaire ou secondaire. Ce gain de cinétique d'absorption du COS et du CO2 entraîne une économie sur le coût de la colonne d'absorption dans les cas où l'élimination de ces composés à des spécifications poussées est requise. 30 De manière générale la présente invention a pour objet un procédé d'élimination des composés acides contenus dans un effluent gazeux ayant une pression partielle en CO2 supérieure à 200mbars, dans lequel on effectue une étape d'absorption des composés acides par mise en contact de l'effluent avec une solution absorbante comportant : a- de l'eau; b - la diamine 1 ,2-bis-(2-diméthylaminoéthoxy)-éthane c - au moins un activateur choisi parmi les amines comprenant au moins une fonction primaire ou secondaire. 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. Selon un mode de réalisation, 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. 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 synthèse, les fumées de combustion, les gaz de raffinerie, les gaz de fermentation de biomasse, les gaz de cimenterie, les fumées d'incinérateur. Enfin, le procédé peut être mis en oeuvre pour l'élimination sélective de l'H2S d'un effluent gazeux comportant de l'H2S et du CO2. Selon l'invention, la solution absorbante peut comporter entre 10% et 90% en poids de 1 ,2-bis-(2-diméthylaminoéthoxy)-éthane, de préférence entre 20% et 60% poids, de manière très préférée entre 25% et 50% poids ; la solution peut comporter entre 10 % et 90 `)/0 en poids d'eau, de préférence entre 40% et 80% poids d'eau, de manière très préférée de 50% à 75% d'eau ; et la solution peut comporter jusqu'à 30% poids dudit activateur, de préférence inférieure à 15% poids, de préférence inférieure à 10% poids, et au moins 0,5% poids. L'activateur peut être par exemple choisi parmi les molécules suivantes : Monoéthanolamine, N-butyléthanolamine - Aminoéthyléthanolamine, Diglycolamine, Pipérazine, - 1-Méthylpipérazine 2-Méthylpipérazine N-(2-hydroxyéthyl)pipérazine, N-(2-aminoéthyl)pipérazine, Morpholine, 3-(méthylamino)propylamine, 1,6-hexanediamine et tous ses dérivés diversement N-alkylés tels par exemple la N,Nr-diméthy1-1,6-hexanediamine, la N-méthy1-1,6- hexanediamine ou la N,N',N'-triméthy1-1,6-hexanediamine. Selon un mode de réalisation, la solution peut comporter une amine supplémentaire, ladite amine supplémentaire étant une amine tertiaire, telle que la méthyldiéthanolamine, ou une amine secondaire présentant deux carbones tertiaires en alpha de l'azote, ou une amine secondaire présentant au moins un carbone quaternaire en alpha de l'azote. Dans ce cas, la solution peut comporter entre 10% et 90% poids de ladite amine supplémentaire, de préférence entre 10% et 50% poids, de manière très préférée entre 10% et 30% poids. Selon un autre mode de réalisation, la solution peut comporter un solvant physique choisi parmi le méthanol et le sulfolane. 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 20 figures annexées et décrites ci-après. La figure 1 représente un schéma de principe d'un procédé de traitement d'effluents de gaz acides. La figure 2 illustre de manière non exhaustive des voies de synthèse de la 1,2- bis(2-diméthylaminoéthoxy)éthane. 25 La présente invention concerne un procédé pour éliminer les composés acides d'un effluent gazeux contenant une pression partielle en CO2 supérieure à 200mbars Le procédé peut être utilisé pour désacidifier les effluents gazeux suivants : le gaz naturel, les gaz de synthèse, les fumées de combustion, les gaz de raffinerie, les gaz 30 de fermentation de biomasse, les gaz de cimenterie, les fumées d'incinérateur. Outre le CO2, ces effluents gazeux contiennent un ou plusieurs des composés acides suivants : l'H2S, des mercaptans, du COS, du CS2, le S02. Le procédé selon l'invention peut être mis en oeuvre pour désacidifier un gaz de synthèse. Le gaz de synthèse contient du monoxyde de carbone CO, de l'hydrogène H2 (généralement dans un ratio H2/C0 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 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, 11H2S, 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. L'invention peut être mise en oeuvre pour atteindre des spécifications généralement imposées sur le gaz désacidifié, qui sont 2% de CO2, voire 50 ppm de CO2 pour réaliser ensuite une liquéfaction du gaz naturel et de 4 ppm d'H2S, et 10 à 50 ppm volume de soufre total. Les formulations mises en oeuvre dans le procédé selon l'invention, c'est-à-dire des solutions absorbantes de 1,2-bis(2-diméthylaminoéthoxy)éthane et d'activateurs, présentent une capacité d'absorption du CO2 plus importante que les formulations classiquement utilisées. En effet, ces formulations présentent la particularité d'avoir des taux de charge a = ngaz acide/namine (a désignant le ratio entre le nombre de mole de composés acides absorbés ngaz acide par une portion de solution absorbante par rapport au nombre de mole de d'amine namine contenu dans ladite portion de solution absorbante) très importants à de fortes pressions partielles de composés acides, par exemple à une pression partielle en CO2 supérieure à 0,2 bar, 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 d'un gaz contenant de fortes pressions partielles de CO2. Le 1,2-bis(2-diméthylaminoéthoxy)éthane peut être préparé par toutes les voies 30 de synthèses permises par la chimie organique. La figure 2 illustre de manière non exhaustive certaines de ces voies. Le 1 ,2-bis-(2-diméthylaminoéthoxy)-éthane peut être obtenu par réaction de la diméthylamine sur le triéthylèneglycol selon une réaction de condensation bien connue (réaction 2). Cette réaction peut par exemple s'effectuer en présence d'hydrogène et d'un catalyseur approprié dans des conditions abondamment citées dans la littérature. Le triéthylèneglycol qui est le précurseur dans cette réaction est généralement obtenu par trimérisation de l'oxyde d'éthylène selon une réaction conventionnelle d'ouverture de cycle 5 en présence d'une molécule d'eau (réaction 1). Le triéthylèneglycol est un composé industriel abondant et peu onéreux. Les composés répondant à la formule générale peuvent être également obtenus d'abord par la réaction de l'ammoniac sur le triéthylèneglycol selon une réaction de condensation bien connue (réaction 3) conduisant au 1,2-bis(2-aminoéthoxy)éthane appelé aussi 1,8- 10 diamino-3,6-dioxaoctane, les fonctions amines primaires de ce dernier étant ensuite Nalkylées par réaction de formaldéhyde en présence d'hydrogène et à l'aide en général d'un catalyseur approprié (réaction 4) dans des conditions abondamment citées dans la littérature. Les composés répondant à la formule générale peuvent être également obtenus d'abord 15 par la réaction d'halogénation par exemple de chloration du triéthylèneglycol en 1,2-bis(2- chloroéthoxy)éthane (réaction 5) avec un agent de chloration conventionnel tel par exemple l'acide chlohydrique ou le chlorure de thionyle, puis ensuite par une réaction de condensation (réaction 6) avec de la diméthylamine. Les composés répondant à la formule générale peuvent être également obtenus par 20 réaction de condensation du diméthylamino-2-éthanol avec un 1,2-dihalogénoéthane tel le 1,2-dichloroéthane (réaction 7) ou encore par réaction de condensation d'un diméthylamino-2-halogénoéthane tel un 2-chloro-N,N-diméthyléthylamine éventuellement sous forme d'halogénohydrate avec de l'éthylène glycol (réaction 8). 25 Composition de la solution absorbante La solution absorbante mise en oeuvre dans le procédé selon l'invention comporte: a- de l'eau; b - le 1 ,2-bis-(2-diméthylaminoéthoxy)-éthane c - un activateur choisi parmi les amines comprenant au moins une fonction primaire 30 ou secondaire. Selon l'invention la solution absorbante peut comporter entre 10% et 90% de le 1 ,2-bis-(2-diméthylaminoéthoxy)-éthane, de préférence entre 20% et 60% poids, de manière très préférée entre 25% et 50% poids ; la solution peut comporter entre 10 % et 90 % en poids d'eau, de préférence entre 40% et 80% poids d'eau, de manière très préférée de 50% à 75% d'eau ; et la solution peut comporter jusqu'à 30% poids dudit activateur, de préférence inférieure à 15% poids, de préférence inférieure à 10% poids, et au moins 0,5% poids. L'activateur peut être choisi parmi : Monoéthanolamine, - N-butyléthanolamine - Aminoéthyléthanolamine, Diglycolamine, Pipérazine, 1-méthylpipérazine - 2-méthylpipérazine - N-(2-hydroxyéthyl)pipérazine, N-(2-aminoéthyl)pipérazine, Morpholine, 3-(méthylamino)propylamine. 1,6-hexanediamine et tous ses dérivés diversement N-alkylés tels par exemple la N,N'-diméthy1-1,6-hexanediamine, la N-méthy1-1,6-hexanediamine ou la N,N',N'-triméthy1-1,6-hexanediamine. d- Selon un mode de réalisation, la solution peut comporter une amine supplémentaire, ladite amine supplémentaire étant une amine tertiaire, telle que la méthyldiéthanolamine, ou une amine secondaire présentant deux carbones tertiaires en alpha de l'azote, ou une amine secondaire présentant au moins un carbone quaternaire en alpha de l'azote. Dans ce cas, la solution peut comporter entre 10% et 90% poids de ladite amine supplémentaire, de préférence entre 10% et 50% poids, de manière très préférée entre 10% et 30% poids. e- Selon un autre mode de réalisation, la solution peut comporter un solvant physique choisi parmi le méthanol et le sulfolane. Procédé d'élimination des composés acides dans un effluent gazeux Le procédé selon l'invention pour désacidifier un effluent gazeux, à partir de la solution aqueuse décrite précédemment est réalisée, de façon schématique, en effectuant une étape d'absorption suivie d'une étape de régénération, par exemple tel que représenté par la figure I. 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 Cl. La 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 de distillation. Lors du contact, les fonctions amines des molécules 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 évacué 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 enrichie en composés acides 3 est introduite dans l'échangeur de chaleur El, 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 entre gaz et liquide, par exemple des plateaux, des garnissages en vrac ou structurés. Le fond de la colonne C2 est équipé d'un rebouilleur R1 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 El, 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 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 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 préférence comprise entre 130°C et 170°C. De manière préférée, la température de régénération dans C2 est comprise entre 155°C et 180°C dans le cas où l'on souhaite réinjecter les gaz acides. De manière préférée, la température de régénération dans C2 est comprise entre 115°C et 130°C dans les cas où le gaz acide est envoyé à l'atmosphère ou dans un procédé de traitement aval, comme un procédé Claus ou un procédé de traitement de gaz de queue. Exemple 1: Capacité d'absorption du CO, Les performances de capacité d'absorption du CO2 d'une solution aqueuse de 1 ,2-bis-(2- diméthylaminoéthoxy)-éthane selon l'invention en mélange avec la pipérazine sont comparées notamment à celles d'une solution aqueuse de méthyldiéthanolamine en mélange avec la pipérazine contenant le même pourcentage poids d'amine tertiaire et de pipérazine, connue de l'homme du métier pour éliminer le CO2 dans le traitement du gaz naturel. Elles sont également comparées à des solutions aqueuses de 1 ,2-bis-(2- diéthylaminoéthoxy)-éthane et de 1,2-bis-(2-pyrolidinoéthoxy)-éthane, qui sont des molécules décrites dans l'art antérieur. Ces solutions contiennent le même pourcentage en poids d'amine tertiaire et de pipérazine. On réalise un test d'absorption sur des solutions aqueuses d'amine au sein d'un réacteur fermé parfaitement agité et dont la température est contrôlée par un système de régulation. Pour chaque solution, l'absorption est réalisée dans un volume liquide de 50 cm3 par des injections de CO2 pur à partir d'une réserve. La solution de solvant est préalablement tirée sous vide avant toute injection de CO2. La pression de la phase gaz dans le réacteur est mesurée et un bilan matière global sur la phase gaz permet de mesurer le taux de charge du solvant a = nb de mole gaz acide/nb de mole amine. A titre d'exemple, on compare dans le tableau 2 les taux de charge (a = nb de mole gaz acide/nb de mole amine) obtenus à 40°C pour une pression partielle de CO2 égale à 3bar entre une solution aqueuse absorbante de 1 ,2-bis-(2-diméthylaminoéthoxy)- éthane à 39 % en poids et contenant 6,7% en poids de pipérazine selon l'invention, une solution aqueuse absorbante de méthyldiéthanolamine à 39 % en poids et contenant 6,7% en poids de pipérazine, et des solutions aqueuses absorbantes renfermant 6,7% en poids de pipérazine et 39 % en poids respectivement de 1 ,2-bis-(2-diéthylaminoéthoxy)- éthane et de 1,2-bis-(2-pyrolidinoéthoxy)-éthane . Dans le cas d'une application de décarbonatation en traitement du gaz naturel, 5 les pressions partielles de CO2 sont typiquement centrées entre 1 et 10 bar avec une température de 40°C, et l'on souhaite éliminer la quasi-totalité du CO2 en vue d'une liquéfaction du gaz naturel. Pour comparer les différents solvants, on calcule la capacité cyclique maximale AOLLNG,max exprimée en moles de CO2 par kg de solvant, en considérant que le solvant atteint sa capacité thermodynamique maximale en fond de colonne 10 d'absorption OEPPCO2=3bar et est totalement régénéré dans les conditions de la tête de colonne. AaLNG,max = (aPPCO2=3bar)-[A]-10 M 15 où [A] est la concentration totale d'amine exprimée en % poids, et dans le cas des mélanges d'amine, M est la masse molaire moyenne du mélange d'amines en g/mol : M = [AT]/([AT]/MAT+[PZ]/Mpz), où [AT], [PZ] sont respectivement les concentrations en amine tertiaire et en pipérazine, exprimées en % poids, MAT et Mpz sont respectivement les masses molaires 20 de l'amine tertiaire et de la pipérazine en g/mol. CCPPCO2.3bar est le taux de charge (mole CO2/mole d'amine) du solvant en équilibre avec une pression partielle de 3bar de CO2. Solvant T aPPCO2=3bar ACCLNG,max c.-1 , r \ (molc02/mol (molc02/ kg Solvant) ` amine) MDEA 39 % poids + pipérazine 6,7 % poids 40 0.88 3.57 (référence) 1 ,2-bis-(2-diéthylaminoéthoxy)-éthane 39% + pipérazine 6,7%poids (selon l'art antérieur) 40 1.56 3.54 1 ,2-bis-(2- pyrolidinoéthoxy)-éthane 39% 40 1.53 3.52 + pipérazine 6,7%poids (selon l'art antérieur) 1 ,2-bis-(2-diméthylaminoéthoxy)-éthane 39% 40 1.53 4.12 + pipérazine 6,7%poids (selon l'invention) Tableau 2. Pour une application de décarbonatation totale en traitement du gaz naturel, cet 5 exemple illustre la plus grande capacité cyclique obtenue grâce à la solution aqueuse absorbante selon l'invention, comprenant 39 % poids de 1 ,2-bis-(2- diméthylaminoéthoxy)-éthane selon l'invention et 6,7 % poids de pipérazine par rapport à la formulation de référence contenant 39 % poids de MDEA et 6,7 % poids de pipérazine. On observe également un gain inattendu en termes de capacité cyclique de la formulation 10 selon l'invention comparée à la formulation contenant 39% poids de 1 ,2-bis-(2- diéthylaminoéthoxy)-éthane et 6.7%pds de pipérazine, également revendiquée dans le document FR2961114. Cet exemple illustre donc que les diaminoéthers revendiqués dans le brevet US 4,405,582 et plus spécifiquement les diaminoéthers appartenant à la famille des 1,2-bis(2- 15 aminoéthoxy)éthane revendiqués dans le document FR296114 ne sont pas équivalents en terme de capacité d'absorption du CO2 dans des effluents gazeux fortement chargés en CO2. Contrairement à d'autres molécules citées dans ces brevets, le 1 ,2-bis-(2- diméthylaminoéthoxy)-éthane permet des gains de capacité significatifs par rapport à une formulation de référence à base de méthyldiéthanolamine. 20 Exemple 2 : Cinétique d' absorption du COS On effectue un essai comparatif d'absorption de COS par des solutions absorbantes selon l'invention comprenant, d'une part, en solution aqueuse une monoamine tertiaire (ici la methyldiéthanolamine) à 40 % en poids activée par la pipérazine à 3,3 % en poids et, d'autre part une solution aqueuse d'amine contenant la 1 ,2-bis-(2-diméthylaminoéthoxy)- éthane à 30 % en poids préparée selon l'invention et activée par la pipérazine à 3,3 % en poids. Pour chaque essai, on mesure le flux d'absorption du COS par la solution aqueuse dans un réacteur fermé, type cellule de Lewis. 200 g de solution sont introduits dans le réacteur fermé, régulé à une température de 40°C. On réalise quatre injections successives d'oxysulfure de carbone de 100 à 200 mbar dans la phase vapeur du réacteur ayant un volume de 200 cm3. La phase gaz et la phase liquide sont agitées à 100 tours/minutes et entièrement caractérisées du point de vue hydrodynamique. Pour chaque injection, on mesure la vitesse d'absorption de l'oxysulfure de carbone par variation de pression dans la phase gaz. On détermine ainsi un coefficient de transfert global Kg par une moyenne des résultats obtenus sur les 4 injections. Les résultats obtenus sont présentés dans le tableau ci-dessous en vitesse d'absorption relative à la formulation de référence methyldiéthanolamine à 40 % en poids activée par de la pipérazine à 3,3 % en poids, cette vitesse d'absorption relative étant définie par le rapport du coefficient de transfert global du solvant sur le coefficient de transfert global de la formulation de référence. Composition du liquide absorbant aqueux Amine Activateur Nature Concentration Nature Concentrati Vitesse (O/0 en poids) on (mol/kg) d'absorption relative du COS MDEA 40 pipérazine 0,38 1.00 1 ,2-bis-(2-diméthylaminoéthoxy)-éthane 40 pipérazine 0,38 1.23 L'examen des résultats fait ressortir, dans ces conditions de test, une vitesse d'absorption du COS par la formulation à base de 1 ,2-bis-(2-diméthylaminoéthoxy)-éthane augmentée de 23% par rapport à la formulation de référence MDEA + pipérazine. Cette augmentation en termes de vitesse d'absorption du COS permet de réaliser un gain inattendu avec le procédé selon l'invention. Exemple 3. Vitesse d'absorption du CO2 d'une formulation activée On effectue deux essais d'absorption de CO2 par des solutions absorbantes comprenant en solution aqueuse une monoamine tertiaire (ici la methyldiéthanolamine) pour le premier essai, la 1 ,2-bis-(2-diméthylaminoéthoxy)-éthane selon l'invention pour le deuxième essai. Ces amines tertiaires sont formulées à 39%poids avec la même concentration massique de pipérazine soit 6,7% en poids. Dans chaque essai, un gaz renfermant du CO2 est mis au contact du liquide absorbant en opérant dans un réacteur à film tombant vertical muni dans sa partie supérieure d'une sortie gaz et d'une entrée pour le liquide et dans sa partie inférieure d'une entrée pour le gaz et d'une sortie pour le liquide. Par l'entrée gaz, on injecte avec un débit variant entre 30 et 50 NI/h un gaz renfermant 10% de CO2 et 90% d'azote et par l'entrée pour le liquide, on introduit le liquide absorbant avec un débit de 0,5 11h. Par la sortie gaz, on évacue un gaz appauvri en CO2 et par la sortie liquide, on évacue le liquide enrichi en CO2. La pression absolue et la température en sortie liquide sont égales respectivement à lbar et 40°C. Pour chaque essai, on mesure le flux de CO2 absorbé entre l'entrée et la sortie gaz en fonction du débit de gaz entrant : pour chaque consigne de débit gaz : 30 - 35 - 40 - 45 - 50 NI/h, le gaz entrant et sortant sont analysés par des techniques d'absorption de rayon Infra Rouge dans la phase gaz pour déterminer leur teneur en CO2. A partir de l'ensemble de ces mesures, en réalisant deux montées - descentes de la gamme des débits, on en déduit le coefficient de transfert global Kg caractérisant la vitesse d'absorption du liquide absorbant. Les conditions opératoires spécifiques à chaque essai et les résultats obtenus sont présentés dans le tableau ci-dessous. Composition de la solution absorbante aqueuse Amine tertiaire Activateur Nature Concentration Nature Concentration Vitesse (% en poids) (% en poids) d'absorption relative du CO2 MDEA 39 Pipérazine 6,7 1 1 ,2-bis-(2- 39 Pipérazine 6,7 1,36 diméthylaminoéthoxy)-éthane L'examen des résultats du tableau fait ressortir la vitesse améliorée d'absorption du CO2 présentée par les solutions absorbantes selon l'invention par rapport à celles que possèdent la solution absorbante témoin renfermant un mélange MDEA-pipérazine connue de l'homme du métier, amélioration permettant de réaliser un gain inattendu avec le procédé selon l'invention. REVENDICATIONS1. Procédé d'élimination des composés acides contenus dans un effluent gazeux ayant une pression partielle en CO2 supérieure à 200mbars, dans lequel on effectue une étape d'absorption des composés acides par mise en contact de l'effluent avec une solution absorbante comportant : a - de l'eau; b - la diamine 1 ,2-bis-(2-diméthylaminoéthoxy)-éthane c - au moins un activateur choisi parmi les amines comprenant au moins une fonction primaire ou secondaire. 2. Procédé selon la revendication 1, 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. 3. Procédé selon l'une des revendications 1 et 2, 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. 4. Procédé selon la revendication 3, 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. 5. Procédé selon l'une des revendications précédentes, 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 de fermentation de biomasse, les gaz de cimenterie, les fumées d'incinérateur. 6. Procédé selon l'une des revendications précédentes, mis en oeuvre pour l'élimination sélective de l'H2S d'un effluent gazeux comportant de l'H2S et du CO2. 7. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la solution absorbante comporte entre 10 % et 90 % en poids de ladite diamine, de préférence entre 20% et 60% poids, de manière très préférée entre 25% et 50% poids. 8. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la solution absorbante comporte entre 10 % et 90 % en poids d'eau, de préférence entre 40% et 80% poids d'eau, de manière très préférée de 50% à 75% d'eau. 9. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans la solution absorbante comporte entre 10% et 90% en poids de 1 ,2-bis-(2-diméthylaminoéthoxy)-éthane, depréférence entre 20% et 60% poids, de manière très préférée entre 25% et 50% poids. 10. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la solution absorbante comporte une concentration inférieure à 30% poids dudit activateur, de préférence inférieure à 15% poids, de préférence inférieure à 10% poids, et au moins 0,5% poids. 11. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel ledit activateur est choisi parmi : Monoéthanolamine, N-butyléthanolamine - Aminoéthyléthanolamine - Diglycolamine, Pipérazine, 1-méthylpipérazine 2-méthylpipérazine N-(2-hydroxyéthyl)pipérazine, N-(2-aminoéthyl)pipérazine, Morpholine, 3-(méthylamino)propylamine. 1,6-hexanediamine et tous ses dérivés diversement N-alkylés tels par exemple la N,N'-diméthy1-1,6-hexanediamine, la N-méthy1-1,6-hexanediamine ou la N,N',N'-triméthy1-1,6-hexanediamine. 12. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la solution absorbante comporte une amine supplémentaire, ladite amine supplémentaire étant une amine tertiaire, telle que la méthyldiéthanolamine, ou une amine secondaire présentant deux carbones tertiaires en alpha de l'azote, ou une amine secondaire présentant au moins un carbone quaternaire en alpha de l'azote. 13. Procédé selon la revendication 12, dans lequel la solution absorbante comporte entre 10% et 90% poids de ladite amine supplémentaire, de préférence entre 10% et 50% poids, de manière très préférée entre 10% et 30% poids. 14. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la solution absorbante comporte un solvant physique choisi parmi le méthanol et le sulfolane.