Brevet FR3001157A1 — publié le 20140725

La présente invention concerne l'élimination de composés acides dans un effluent gazeux. La présente invention concerne notamment le traitement de gaz acides (H2S, CO2, COS, CS2, mercaptans, ...) au moyen d'une solution aqueuse d'amine tertiaire ou stériquement encombrée, formulée avec une amine secondaire de la famille des cyclohexylamines telles que la N methylcyclohexylamine, la Nisopropylcyclohexylamine, la N-butylcyclohexylamine , la dicyclohexylamine, ou en mélange avec une amine secondaire dérivé de la pipéridine telles que la 4 Methylpipéridine ou la 2-méthyl-5-ethylpipéridine ou la perhydroisoquinoline. L'invention s'applique avantageusement au traitement du gaz naturel et de gaz d'origine industrielle. Traitement des gaz d'origine industrielle La nature des effluents gazeux à traiter est diverse, et l'on 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), l'oxysulfure de carbone (COS), le disulfure de carbone (CS2) et les mercaptans (RSH), principalement le méthylmercaptan (CH3SH), l'éthylmercaptan (CH3CH2SH) et les propylrnercaptans (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 effet de serre largement produits par différentes activités de l'homme et a un impact direct sur la pollution atmosphérique. Afin de diminuer les quantités de dioxyde de carbone émises dans l'atmosphère, il est possible de capter le CO2 contenu dans un effluent gazeux. 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 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 spécifications généralement admises sur le gaz désacidifié sont 2% de CO2, voire 50 ppm de CO2 pour réaliser ensuite une liquéfaction du gaz naturel ; 4 ppm d'H2S, et 10 à 50 ppm volume de soufre total. L'étape de déshydratation permet ensuite de contrôler la teneur en eau du gaz désacidifié par rapport à des spécifications de transport. Enfin, l'étape de dégazolinage du gaz naturel permet de garantir le point de rosée des hydrocarbures dans le 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 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 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 solution absorbante permet d'absorber les composés acides présents dans l'effluent gazeux. D'une manière générale, pour le traitement d'effluents acides comprenant des composés acides comme par exemple H2S, mercaptans, CO2, COS, S02, CS2, l'utilisation d'agents de séparation comportant des fonctions amines est intéressante, en raison de leurs performances et de leur facilité de mise en oeuvre en solution aqueuse. Un aspect primordial des opérations de traitement de gaz ou fumées industrielles par solvant est l'étape d'absorption. Par exemple, dans le cas du captage du CO2, le CO2 absorbé réagit avec l'amine 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'amine présente en solution selon une réaction exothermique réversible, bien connue de l'homme du métier et conduisant à la formation d'hydrogénosulfure. Un autre aspect primordial des opérations de traitement de gaz ou fumées industrielles par solvant est l'étape de 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". Les solutions aqueuses d'amines tertiaires sont généralement préférées par l'homme du métier pour l'élimination des composés acides présents dans un gaz, car elles présentent généralement une capacité de captage des gaz acides importante, et une stabilité importante. Il est bien connu de l'homme du métier que les amines tertiaires ou stériquement encombrées ont une cinétique de captage du CO2 et du COS plus lente que des amines primaires ou secondaires non encombrées. Dans une revue de 1987, Sartori et al, Sep. and Purification Methods, 16 (2), 171-200 ont démontré les avantages de différentes amines encombrées, soit en terme de capacité de capture du CO2 pour des amines modérément encombrées, soit en abaissant la réactivité vis-à-vis du CO2 pour des amines sévèrement encombrées. Les amines sévèrement encombrées, comme les amines tertiaires présentent un avantage lorsque les concentrations de CO2 et de COS sont en dessous des spécifications désirées, car leur faible réactivité vis-à-vis du CO2 est utilisée pour réaliser une élimination sélective de l'H2S . Néanmoins, lorsque le CO2 et le COS sont au dessus des spécifications désirées, l'utilisation d'une solution aqueuse d'amine tertiaire ou encombrée peut se révéler non satisfaisante, car nécessiterait des tailles de colonne d'absorption gigantesques pour atteindre les spécifications. Pour remédier à ce problème, le document WO 89/11327 propose de mélanger les amines tertiaires avec une amine primaire pour activer l'absorption du CO2. Cette amine primaire ou secondaire permet de doper la cinétique de captage du CO2 dans le haut de la colonne d'absorption, là où la pression partielle de CO2 et ou de COS est la plus faible (références : Aroonwilas, A. ; Veawab A. ; Characterization and Comparison of the CO2 Absorption Performance into Single and Blended Alkanolamines in a Packed Column ; Ind. Eng. Chem. Res. 43 22282237 & van Loo, S. ; van Elk, E. P. ; Versteeg, G. F. ; The removal of carbon dioxide with activated solutions of methyl-diethanol-amine ; Journal of Petroleum Science and Engineering 55 (2007) 135-145). Ainsi, l'ajout de quelques % poids d'activateur permet de réduire considérablement la taille des colonnes d'absorption, tout en conservant les propriétés thermodynamique et physico-chimique de la solution absorbante d'amine tertiaire ou encombrée. Ainsi, les solutions absorbantes composées d'une amine tertiaire et de quelques % poids d'activateur sont couramment utilisées. On peut 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 proportion d'un composé appartenant au groupe suivant : piperazine et/ou méthylpiperazine et/ou morpholine. On peut citer également le brevet JP08257353 qui décrit une méthode d'élimination du CO2 dans les fumées. La méthode utilise une solution absorbante eau-bis(2-diméthylaminoéthyl)éther contenant par exemple de la 2- méthylaminoéthanol ou la pipérazine. Un autre aspect important à prendre en compte est la stabilité des activateurs. Lors de la désacidification des effluents gazeux, la solution absorbante, et notamment l'activateur, est dégradée soit par dégradation thermique, soit par réaction secondaire avec les gaz acides à capter, mais aussi avec d'autres composés contenus dans l'effluent gazeux, 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 de la solution absorbante, corrosion, moussage, etc. Du fait de ces dégradations, il est nécessaire de réaliser une purification de la solution absorbante 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 MonoEthanolAmine 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 (référence : Chapel, D. G. ; Mariz, C. L. ; Recovery of CO2 from Flue Gases: Commercial Trends ; présenté à The Canadian Society of Chemical Engineers annual meeting, October 4-6, 1999, Saskatoon, Saskatchewan, Canada). Il est difficile de trouver pour une solution aqueuse d'une amine tertiaire ou encombrée, un composé activateur qui ajouté à quelques % poids augmente fortement la cinétique de captage du CO2 et du COS, permettant ainsi d'éliminer les composés acides en dessous des spécifications à moindre coût dans tout type d'effluent. De plus, il est difficile de trouver un composé activateur qui présente une forte stabilité. L'objet de l'invention concerne une solution absorbante pour absorber des composés acides contenus dans un effluent gazeux, comportant un activateur qui combine une bonne stabilité chimique avec une excellente capacité à accélérer l'absorption du CO2 et du COS au sein d'une formulation contenant des amines tertiaires et/ou des amines stériquement encombrées. Un autre objet de l'invention concerne un procédé d'absorption des composés acides contenus dans un effluent gazeux, dans lequel on utilise la solution absorbante selon l'invention. De façon générale, l'invention concerne une solution absorbante pour éliminer des composés acides contenus dans un effluent gazeux, la solution comportant : - de l'eau ; - au moins un composé absorbant choisi parmi les amines tertiaires et les amines stériquement encombrées ; - au moins un activateur choisi parmi la famille des cyclohexylamines ou des pipéridines substituées. L'activateur peut être choisi parmi les pipéridines substituées suivantes : la N methylcyclohexylamine ; la perhydroisoquinoline ; la N-isopropylcyclohexylamine ; la N-nbutylcyclohexylamine ; la dicyclohexylamine ; la 4 Methylpipéridine ; ou la 2-méthyl-5-ethylpipéridine. pipéridines substituées. Selon l'invention, la solution peut comporter une quantité inférieure à 50% en poids dudit activateur, de préférence inférieure à 30% en poids dudit activateur, de manière très préférée inférieure à 15% en poids dudit activateur. La solution absorbante peut comporter entre 10 % et 90 % en poids dudit composé absorbant, de préférence entre 20% et 60% poids, de manière très préférée entre 30% et 50% poids. Enfin, la solution absorbante peut comporter entre 10 % et 90 % en poids d'eau. Selon l'invention, le composé absorbant peut être choisi parmi les amines suivantes : DiEthylEthanolAmine, DiMethylEthanolAmine, Diisopropanolamine, MethylDiEthanolAmine, TriEthanolAmine, 2-Amino-2-MethylPropan-l-ol, bis(2-diméthylaminoéthyl)éther TetraMethy1-1,2-EthaneDiAmine, TetraMethy1-1,3-PropaneDiAmine, PentaMethylDiPropylèneTriAmine. 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 selon l'invention. Selon l'invention, on peut effectuer une opération de régénération de la solution absorbante chargée en composés acides obtenu à l'issue de l'étape d'absorption, l'étape de régénération comportant au moins l'une des opérations suivantes : - détente de la solution absorbante chargée en composés acides, - chauffage de la solution absorbante. Selon un mode de réalisation, 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 30°C et 90°C. Selon un mode de réalisation, 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. Selon un mode de réalisation, l'effluent gazeux comporte un des éléments 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. Enfin, selon l'invention, les composés acides peuvent comporter au moins l'un des composés : CO2 et COS. La présente invention présente un intérêt pour la réduction des tailles de colonne d'absorption lorsque l'on cherche à éliminer le CO2 et/ou le COS contenu dans un gaz. 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 à la figure 1, annexée et donnée à titre d'exemple, et représentant un schéma de principe d'un procédé de traitement d'effluents de gaz acides. La présente invention propose d'éliminer les composés acides d'un effluent gazeux en mettant en oeuvre des solutions aqueuses d'amines tertiaires ou d'amines stériquement encombrées activées par une amine choisie parmi la famille des cyclohexylamines ou des pipéridines substituées telles que la N methylcyclohexylamine, la perhydroisoquinoline, la N-isopropylcyclohexylamine, la N-nbutylcyclohexylamine , la dicyclohexylamine, la 4 Methylpipéridine ou la 2- méthy1-5-ethylpipéridine. 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 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, 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 quelques impuretés comme des SOx et des NOx, s'ils n'ont pas été éliminés en aval du procédé de désacidification. 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, jusqu'à 1000 ppm pour le COS. 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 solution absorbante comprend avantageusement de 10 à 90 % poids d'amine tertiaire ou d'une amine stériquement encombrée, préférentiellement de 20 à 60% poids, et de manière très préférée de 30 à 50% poids d'amine tertiaire ou d'une amine stériquement encombrée. De manière préférée, l'amine tertiaire ou stériquement encombrée est choisie dans le groupe formé par : DiEthylEthanolAmine, DiMethylEthanolAmine, Diisopropanolamine, MethylDiEthanolAmine, TriEthanolAmine, 2-Amino-2-MethylPropan-1-ol, bis(2-diméthylaminoéthyl)éther TetraMethyl-1,2-EthaneDiAmine, TetraMethyl-1,3-PropaneDiAmine, PentaMethylDiPropylèneTriAmine. La solution absorbante comprend une quantité non nulle et inférieure à 50% poids, de préférence inférieure à 30% poids, de manière très préférée inférieure à 15% poids d'un activateur choisi parmi les la famille des cyclohexylamines ou des pipéridines telles que la N methylcyclohexylamine, la perhydroisoquinoline, la N-isopropylcyclohexylamine, la N-nbutylcyclohexylamine , la dicyclohexylamine, la 4 Methylpipéridine ou la 2-méthy1-5-ethylpipéridine. La solution absorbante peut contenir entre 10% et 90% poids d'eau. Ce type de formulation est particulièrement intéressant dans le cas du captage du CO2 dans les fumées industrielles, ou du traitement du gaz naturel contenant du COS au dessus de la spécification désirée. En effet, pour ce type d'applications, on cherche à augmenter la cinétique de captage du COS, afin de réduire la hauteur des colonnes d'absorption. Dans un mode de réalisation, la solution absorbante peut comprendre 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 nommé "solvants physiques"), 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 solvant physique tel 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 leurs 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. 1) La mise en oeuvre d'une solution absorbante selon l'invention 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 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. L'étape d'absorption des composés acides peut être réalisée à une pression comprise entre ibar 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 20 et 100°C, préférentiellement comprise entre 30°C et 90°C. 0 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 5 bars, voire jusqu'à 10 bars et à une température comprise entre 100 °C et 180 °C, de préférence comprise entre 130 °C et 170 °C. Exemples : Activation pour absorption du COS A titre d'exemple, on peut comparer la vitesse d'absorption du COS entre des solutions à base de MethylDiEthanolAmine activée par la N Methyl-Cyclohexyl amine, la Perhydroisoquinoline ou la 4 Methyl-Pipéridine. Ces essais sont comparés à des solutions absorbantes comprenant en solutions aqueuses la MethylDiEthanolAmine activée par la Pipérazine, activateur bien connu de l'homme du métier pour ses performances d'élimination du COS (voir document US 6,852,144 par exemple). Ces essais sont comparés également avec une solution de MDEA activée par la N,N'DiMethyl1,6Hexanediamine, molécule étudiée par Singh et al (Chemical Engineering Science, 66 (2011) 4521-4532) en réacteur agité pour l'absorption de CO2. 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 1 en vitesse d'absorption relative à la formulation de référence MethylDiEthanolAmine 40%pds activée par la pipérazine à 3,3%pds, cette vitesse d'absorption relative étant définie par le rapport du coefficient de transfert global de la formulation testée sur le coefficient de transfert global de la formulation de référence. :11 Composition du liquide absorbant aqueux Amine Activateur Nature Concentration (%pds) Nature Concentration (%pds) Vitesse d'absorption relative du COS MDEA 40 Pipérazine 3,3 1.00 MDEA 40 N Methyl - Cyclohexylamine 4,3 1.07 MDEA 40 N,N' DiMethyl -1,6 Hexanediamine 5,5 1.12 MDEA 40 Perhydroisoquinoline 5,3 1.38 MDEA 40 4Methyl-Pipéridine 3,8 1.41 Tableau 1 L'examen des résultats du tableau 1 fait ressortir la vitesse d'absorption du COS présentée par les liquides absorbants selon l'invention améliorée entre 7% et 40 % pour les molécules issues de la famille des benzylamines ou pipéridines par rapport à la solution MethylDiEthanolAmine-PipéraZine connue de l'homme de l'art. REVENDICATIONS1. Solution absorbante pour éliminer des composés acides contenus dans un effluent gazeux, la solution comportant : de l'eau ; - au moins un composé absorbant choisi parmi les amines tertiaires et les amines stériquement encombrées ; - au moins un activateur choisi parmi la famille des cyclohexylamines ou des pipéridines substituées. 2. Solution absorbante selon la revendication 1, dans laquelle l'activateur est choisi parmi les pipéridines substituées suivantes : la N methylcyclohexylamine ; la perhydroisoquinoline ; - la N-isopropylcyclohexylamine ; - la N-nbutylcyclohexylamine ; la dicyclohexylamine ; la 4 Methylpipéridine ; ou la 2-méthyl-5-ethylpipéridine. - pipéridines substituées. 3. Solution absorbante selon l'une des revendications précédentes, comportant une quantité inférieure à 50% en poids dudit activateur, de préférence inférieure à 30% en poids dudit activateur, de manière très préférée inférieure à 15% en poids dudit activateur. 4. Solution absorbante selon l'une des revendications précédentes, comportant entre 10 % et 90 % en poids dudit composé absorbant, de préférence entre 20% et 60% poids, de manière très préférée entre 30% et 50% poids. 5. Solution absorbante selon l'une des revendications précédentes, comportant entre 10 % et 90 % en poids d'eau. 6. Solution absorbante selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle le composé absorbant est choisi parmi les amines suivantes : DiEthylEthanolAmine, DiMethylEthanolAmine, Diisopropanolamine, MethylDiEthanolAmine, TriEthanolAmine,2-Amino-2-MethylPropan-l-ol, bis(2-diméthylaminoéthyl)éther TetraMethy1-1,2-EthaneDiAmine, TetraMethy1-1,3-PropaneDiAmine, PentaMethylDiPropylèneTriAmine. 7. 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 quelconque des revendications 1 à 6. 8. Procédé d'absorption selon la revendication 7 dans lequel on effectue une opération de régénération de la solution absorbante chargée en composés acides obtenu à l'issue de l'étape d'absorption, l'étape de régénération comportant au moins l'une des opérations suivantes : détente de la solution absorbante chargée en composés acides, chauffage de la solution absorbante. 9. Procédé selon l'une des revendications 7 et 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 30°C et 90°C. 10. Procédé selon l'une des revendications 7 à 9, 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. 11. Procédé selon l'une des revendications 7 à 10, dans lequel l'effluent gazeux comporte un des éléments 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. 12. Procédé selon l'une des revendications 7 à 11, dans lequel les composés acides comportent au moins l'un des composés : CO2 et COS.