Brevet FR3014101A1 — publié le 20150605

Domaine de l'invention La présente invention concerne l'absorption de composés acides (H2S, 002, COS, CS2, mercaptans...), contenus dans un gaz, au moyen d'une solution aqueuse absorbante comprenant la combinaison d'une diamine tertiaire particulière, la N,N,N',N'- tétraméthy1-1,6-hexanediamine, et d'une diamine tertiaire particulière, permettant d'obtenir une solution absorbante monophasique dans les conditions opératoires d'élimination des gaz acides tels que le 002. L'invention s'applique avantageusement au traitement du gaz naturel et de gaz d'origine industrielle. Contexte général Traitement des gaz d'origine industrielle La nature des effluents gazeux que l'on peut traiter est diverse. 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 15 gaz de cimenterie et les gaz de hauts-fourneaux. Tous ces gaz contiennent des composés acides tels que le dioxyde de carbone (002), 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). 20 Par exemple, dans le cas des fumées de combustion, le 002 est le composé acide que l'on cherche à éliminer. En effet, le 002 est un des gaz à effet de serre largement produit par différentes activités de l'homme, et a un impact direct sur la pollution atmosphérique. Afin de diminuer les quantités de 002 émises dans l'atmosphère, il est possible de capter le 002 contenu dans un effluent gazeux. 25 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 30 002, mais aussi l'H2S, le COS, le CS2 et les mercaptans (RSH), principalement le méthylmercaptan (CH3SH), l'éthylmercaptan (CH3CH2SH) et les propylmercaptans (CH3CH2CH2SH et CH3CH(CH3)SH). Les spécifications généralement admises sur le gaz désacidifié sont de 2% de 002, voire 50 ppm de 002, pour réaliser ensuite une liquéfaction du gaz naturel, de 4 ppm d'H2S, et de 10 ppm 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, encore une fois 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 au moyen d'une solution absorbante. La solution absorbante permet d'absorber les composés acides présents dans l'effluent gazeux (notamment H2S, mercaptans, 002, COS, CS2). Les solvants couramment utilisés aujourd'hui sont les solutions aqueuses d'alcanolamine primaire, secondaire ou tertiaire, en association avec un éventuel solvant physique. On peut citer par exemple le document FR 2 820 430 qui propose des procédés de désacidification d'effluents gazeux. On peut aussi citer par exemple le brevet US 6 852 144 qui décrit une méthode d'élimination des composés acides des hydrocarbures. La méthode utilise une solution absorbante eau-méthyldiéthanolamine ou eau-triéthanolamine contenant une forte proportion d'un composé appartenant au groupe suivant : piperazine et/ou méthylpiperazine et/ou morpholine. Dans le cas du captage du CO2 par exemple, 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. D'une manière générale, pour le traitement d'effluents acides comprenant des composés acides comme par exemple H2S, mercaptans, 002, COS, SO2, CS2, l'utilisation de composés à base d'amines est intéressante, en raison de leur facilité de mise en oeuvre en solution aqueuse. Cependant, deux problèmes majeurs rencontrés sont liés la régénération de la solution absorbante: d'une part la consommation énergétique importante nécessaire à la régénération, et d'autre part la stabilité thermique des amines lors de l'étape de régénération. Un aspect primordial des opérations de traitement de gaz ou fumées industrielles par solvant est en effet 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". Une des principales limitations des solvants couramment utilisés aujourd'hui est la nécessité de mettre en oeuvre des débits de solution absorbante importants, ce qui entraîne une consommation énergétique importante pour la régénération du solvant, mais également des tailles d'équipement importantes (colonnes, pompes, etc.). Ceci est particulièrement vrai dans le cas où la pression partielle de gaz acides est faible. Par exemple, pour une solution aqueuse de MonoEthanolAmine 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 0,1 bar, l'énergie de régénération représente environ 3,9 GJ par tonne de CO2 captée (cas de référence, projet CASTOR, pilote de captage en post-combustion de la centrale thermique d'Esbjerg). Une telle consommation énergétique représente un coût opératoire considérable pour le procédé de captage du 002. 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 la solution absorbante 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 composé acide (ex: 002). Ces 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 de maximiser la capacité cyclique du solvant, notée Aa et qui 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 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. Le dernier poste concerne l'énergie à fournir pour casser la liaison créée entre 10 l'amine utilisée et le composé acide (ex:CO2). Pour diminuer la consommation énergétique associée à la régénération de la solution absorbante, il est donc préférable de minimiser l'enthalpie de liaison AH. Néanmoins, il n'est pas évident de trouver un solvant présentant une forte capacité cyclique et une faible enthalpie de réaction. La meilleure solution absorbante 15 d'un point de vue énergétique est donc celle qui permettra d'avoir le meilleur compromis entre une forte capacité cyclique Aa et une faible enthalpie de liaison AH. Un autre problème réside dans la stabilité de la solution absorbante, notamment la stabilité thermique des amines. La solution absorbante peut se dégrader sous l'effet de 20 la température, ce qui limite les conditions de fonctionnement du procédé, notamment la température à laquelle est réalisée la régénération du solvant. A titre d'exemple, augmenter la température du régénérateur de 10°C multiplie par deux la vitesse de dégradation thermique de la MonoEthanolAmine. La régénération des solutions aqueuses d'alcanolamines, comme la MonoEthanolAmine est donc réalisée à des températures en 25 fond de régénérateur de l'ordre de 110°C, voir 130°C pour les amines plus stables, comme la MethylDiEthanolAmine. Du fait de ces températures en fond de régénérateur, les gaz acides (002, H2S, COS, CS2, etc.) sont obtenus à des pressions modérées, de 1 à 3 bars. Suivant la nature du gaz acide régénéré et les applications, le gaz acide peut être envoyé vers une unité de traitement, ou bien comprimé pour être réinjecté et 30 séquestré. Il est difficile de trouver un composé absorbant stable, permettant d'éliminer les composés acides dans tout type d'effluent, et permettant au procédé de désacidification de fonctionner à moindre coût. Le document FR 2 934 172 décrit l'utilisation d'une solution absorbante stable comprenant de la N,N,N',N'-tétraméthyl-1 ,6-hexanediamine (TMHDA), seule ou en mélange avec quelques % poids d'amines primaires ou secondaires, présentant un intérêt important dans l'ensemble des procédés de traitement d'effluents gazeux pour l'élimination de composés acides. Néanmoins, la plupart des solutions aqueuses absorbantes comprenant la TMHDA, seule ou en mélange avec quelques pourcentages poids d'amines primaires ou secondaires, présentent une séparation de phase liquide-liquide lors de l'absorption du CO2 dans les conditions de l'absorbeur, aussi appelé phénomène de démixtion dans la présente description. Sous forme de deux phases séparées, le flux de composés acides transférés du gaz vers la solution absorbante est fortement impacté et la hauteur de colonne doit être adaptée en conséquence. Ce phénomène pose donc des difficultés de mise en oeuvre, et compte tenu de la complexité du système, est difficile à modéliser. Selon certaines mises en oeuvre, on met en place une étape de décantation en amont du régénérateur pour séparer les deux phases liquides issues de l'absorbeur. La séparation de phase liquide-liquide dans la colonne d'absorption et l'étape de décantation entraînent des coûts d'investissements supplémentaires dus au dimensionnement de la colonne d'absorption et à la mise en place d'un équipement spécifique pour l'étape de décantation. De manière surprenante, la demanderesse a découvert que l'association en solution aqueuse de certaines diamines tertiaires et de N,N,N',N'-tétraméthy1-1,6- hexanediamine permet d'obtenir des solutions absorbantes monophasiques dans les conditions opératoires du procédé, en particulier dans les conditions d'absorption des gaz acides tels que le CO2 et lors du transfert de la solution vers le régénérateur. Ces diamines tertiaires particulières présentent le double avantage d'avoir une capacité élevée d'absorption des gaz acides et d'empêcher tout phénomène de démixtion en mélange avec la N,N,N',N'-tétraméthyl-1 ,6-hexanediamine dans certaines conditions. Description de l'invention La présente invention a donc pour objectif de pallier un ou plusieurs des inconvénients de l'art antérieur, et propose une méthode pour éliminer les composés acides, tels que le 002, l'H2S, le COS, le CS2 et les mercaptans, d'un gaz mettant en oeuvre une solution absorbante aqueuse comprenant la combinaison de deux amines spécifiques dont les propriétés permettent, tout en conservant une solution absorbante monophasique dans les conditions du procédé, de limiter le débit de solution absorbante à utiliser, notamment à faible pression partielle de gaz acide, et qui présentent une très grande stabilité. La présente invention, en permettant de maintenir la solution absorbante sous une forme monophasique dans les conditions opératoires du procédé, en particulier au moins dans les conditions d'absorption et jusqu'à l'entrée de la solution dans le régénérateur, permet notamment de s'affranchir d'une étape de décantation post-absorption et d'optimiser les échanges gaz-liquide au moins dans la colonne d'absorption. Résumé de l'invention L'invention concerne une absorbante pour absorber les composés acides d'un effluent gazeux comprenant : - de l'eau - de la N,N,N',N'-tétraméthy1-1,6-hexanediamine de formule (I) N N (I) au moins un composé azoté choisi dans le groupe des N,N,N',N'- tétraméthyldiaminoéther répondant à la formule générale (11) suivante 0 N b a dans laquelle a et b sont chacun égal indifféremment à 1 ou 2, et c est égal à zéro, 1, 2 ou 3. De préférence, le composé azoté de formule générale (11) est choisi dans le groupe constitué par : - le bis-(2-diméthylaminoéthoxy)-1,2-éthane 0 - le bis-(2-diméthylaminoéthoxy-2-éthyl)éther NC)C$C)N 1 1 - le (3-diméthylaminopropyl)-(2-diméthylaminoéthyl)-éther 1 N.0-N - le bis-(3-diméthylaminopropyl)-éther NOV 1 1 , - le bis-(3-diméthylaminopropoxy)-1,2-éthane 1 NOO/N La solution absorbante comprend avantageusement entre 10% et 96% poids d'eau, entre 2% poids et 88% poids de TMHDA, de préférence entre 2% et 30% poids de TMHDA, et entre 2% poids et 88% poids de composé azoté de formule générale (II), de préférence entre 10% et 60% poids de composé azoté de formule générale (II). La solution absorbante peut en outre comprendre une quantité non nulle et 15 inférieure à 20% poids, d'au moins un composé activateur comprenant une fonction amine primaire ou secondaire choisi dans le groupe constitué par : la monoéthanolamine ; la diéthanolamine ; la N-butyléthanolamine ; 20 l'aminoéthyléthanolamine ; le diglycolamine ; la pipérazine ; la 1-méthyl-pipérazine ; la 2-méthylpipérazine ; 25 l'homopipérazine ; la N-(2-hydroxyéthyl)pipérazine ; la N-(2-aminoéthyl)pipérazine ; la morpholine ; la 3-(méthylamino)propylamine ; la 1,6-hexanediamine ; la N,N'-diméthy1-1,6-hexanediamine ; la N-méthy1-1,6-hexanediamine ; la N,N',N'-triméthy1-1,6-hexanediamine. Selon un mode de réalisation, la solution absorbante comprend une fraction massique d'eau comprise entre 60 % à 65 % poids de la solution absorbante, et une fraction massique d'amines comprise entre 35 % à 40% poids de la solution absorbante, ladite fraction massique d'amines comprenant un mélange de TMHDA, dudit au moins un composé azoté selon la formule générale (Il) et dudit au moins un composé activateur. La solution absorbante peut en outre comprendre un solvant physique. L'invention concerne également un procédé d'élimination des composés acides contenus dans un effluent gazeux, dans lequel on effectue : - une étape d'absorption des composés acides par mise en contact de l'effluent avec une solution absorbante selon l'invention de manière à obtenir un effluent gazeux 20 appauvri en composés acides et une solution absorbante chargée en composés acides, - puis une étape de régénération dans laquelle on envoie la solution chargée en composés acides dans une colonne à distiller pour libérer les composés acides sous forme d'un effluent gazeux et obtenir une solution absorbante régénérée. De manière générale l'étape d'absorption des composés acides est réalisée à 25 une pression comprise entre 1 bar et 120 bar, et à une température comprise entre 20°C et 100°C, de préférence comprise entre 30°c et 60°C. L'étape de régénération peut être réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 10 bar et une température comprise entre 100°C et 180°C. L'invention concerne également un procédé selon l'invention pour le traitement 30 du gaz naturel. L'invention concerne également un procédé selon l'invention pour le traitement des gaz d'origine industrielle, de préférence pour le captage du CO2. D'autres objets et avantages de l'invention apparaîtront à la lecture de la description qui suit d'exemples de réalisations particuliers de l'invention, donnés à titre d'exemples non limitatifs, la description étant faite en référence à la figure annexée décrite ci-après. Brève description des figures La figure 1 représente un schéma de principe d'un procédé de traitement d'effluents de gaz acides. Description détaillée de l'invention L'objet de l'invention est de proposer d'éliminer les composés acides d'un effluent gazeux en mettant en oeuvre la combinaison d'au moins deux types de composés amines en solution aqueuse, une de ces amines étant la N,N,N',N'-tétraméthy1-1,6- hexanediamine (TMHDA) et l'autre un N,N,N',N'-tétraméthyldiaminoéther. Il est ainsi possible d'obtenir une solution monophasique en tout point du procédé, notamment dans l'absorbeur (C1 sur la figure 1), en sortie de cet absorbeur (flux 3 sur la figure 1) et après réchauffage dans l'échangeur (El et flux 5 sur la figure 1) en amont du régénérateur et dans le flux entrant dans l'absorbeur (flux 4 sur la figure 1). Selon l'invention, le procédé d'élimination des composés acides contenus dans un effluent gazeux, tels que le gaz naturel et les gaz d'origine industrielle, comporte une étape d'absorption des composés acides par mise en contact de l'effluent avec une solution absorbante comprenant : de l'eau; au moins une amine de formule (I) (nommée N,N,N',N'-tétraméthy1-1,6- hexanediamine ou TMHDA) N N (I) au moins une d'une diamine tertiaire que l'on peut qualifier de N,N,N',N'- tétraméthyldiaminoéther de formule générale (II) N b - - N 0 0 a dans laquelle: a et b sont chacun égal indifféremment à 1 ou 2, et c est égal à zéro, 1, 2 ou 3. L'association de la TMHDA et d'au moins un composé selon la formule générale (Il) conduit de préférence à un mélange dont la concentration massique en oxygène provenant de la fonction éther dans le mélange constitué de la TMHDA et dudit composé 10 soit supérieure à 5% poids et inférieure à 15% poids. La solution absorbante est une solution aqueuse à base de TMHDA, qui a la propriété de réagir de manière réversible avec les composés acides, tels que l'H2S et le 002. La TMHDA en phase aqueuse, présente la propriété de former deux phases liquides 15 séparables lorsqu'elle a absorbé une quantité déterminée de composés acides, tels que le 002. En d'autres termes, la solution aqueuse de TMHDA forme deux phases liquides lorsque son taux de charge (nombre de mole de composés acides captés par une mole d'amine de la solution absorbante) dépasse un taux de charge critique de démixtion, c'est-à-dire un seuil de taux de charge. Lors de la mise en contact dans la colonne 20 d'absorption, le taux de charge de la solution absorbante augmente au fur et à mesure de l'absorption des composés acides contenus dans le gaz. Lors de l'introduction de la solution aqueuse de TMHDA dans la colonne d'absorption, la solution est monophasique. Dans la colonne d'absorption, le taux de charge de la solution absorbante risque de dépasser le taux de charge critique de démixtion et, donc, la solution absorbante risque 25 de se séparer en deux phases. Sous forme de deux phases séparées, le flux de composés acides transférés du gaz vers la solution serait fortement impacté et la hauteur de colonne devrait être adaptée en conséquence. Ce phénomène pose donc des problèmes importants de mise en oeuvre, qui peuvent parfois être résolus en employant des équipement spécifiques couteux, et compte tenu de la complexité du système, est 30 difficile à modéliser. La TMHDA en phase aqueuse, présente également la propriété de former deux phases liquides séparables lorsqu'elle est chauffée au delà d'une température déterminée. En d'autres termes, la solution aqueuse de TMHDA forme deux phases liquides lorsque sa température dépasse une température critique de démixtion. Lors du chauffage de la solution absorbante chargée en gaz acide dans l'échangeur charge-effluent (absorbeur), la température de la solution absorbante risque de dépasser la température critique de démixtion et, donc, la solution absorbante risque de se séparer en deux phases. Sous forme de deux phases séparées, le transfert de chaleur au niveau de l'échangeur thermique est fortement impacté et ses dimensions doivent être adaptées en conséquence. Une séparation des phases liquides de la solution absorbante biphasique doit alors être mise en oeuvre en aval de l'absorbeur, par exemple au moyen d'un décanteur, afin de limiter les phénomènes de séparation de phase dans le régénérateur. Une séparation de phase liquide-liquide peut également se produire dans les conditions de température en fond de régénérateur. Ce phénomène de démixtion pose donc des problèmes de mise en oeuvre, et compte tenu de la complexité du système, est difficile à modéliser. Pour maintenir la solution absorbante monophasique, de préférence en tout point du procédé, et au moins dans la colonne d'absorption et avant l'entrée de la solution absorbante dans la colonne de régénération, la présente invention propose de mélanger la TMHDA avec les diaminoéthers spécifiques répondant à la formule générale (Il) qui présentent la propriété d'éliminer le phénomène de démixtion quel que soit le taux de charge en CO2 ou par élévation de la température, au moins jusqu'à une température de 95 °C. La solution absorbante selon l'invention demeure monophasique dans les 25 conditions opératoires de température, pression et taux de charge en gaz acide du procédé d'élimination des composés acides, notamment pour des températures inférieures à 95°C. La composition de la solution absorbante selon l'invention est détaillée ci-après. 30 Les compositions aqueuses à base de TMHDA, en combinaison avec les N,N,N',N'-tétraméthyldiaminoéthers selon l'invention présentent un intérêt en tant que solution absorbante pour l'ensemble des procédés de traitement de gaz acides (gaz naturel, fumées de combustion, etc.). La molécule TMHDA présente une capacité d'absorption plus importante avec 5 les gaz acides (002, H2S, COS, SO2, CS2 et mercaptans) que les alcanolamines classiquement utilisées. En effet, la TMHDA présente la particularité d'avoir des taux de charge (a = n -gaz acide/namine) très importants à de faibles pressions partielles de gaz acide, comparativement aux alcanolamines classiquement utilisées. Les N,N,N',N'tétraméthyldiaminoéthers de formule (Il) possèdent la double propriété de favoriser la 10 miscibilité de la TMHDA avec l'eau tout en présentant des caractéristiques chimiques proches de la TMHDA. La combinaison de la TMHDA avec les N,N,N',N'tétraméthyldiaminoéthers de formule (Il) ne modifie que très peu les taux de charge obtenus, tout particulièrement à faible pression partielle de gaz acide. L'utilisation d'une solution absorbante aqueuse selon l'invention permet donc d'économiser sur le coût 15 d'investissement et les coûts de opératoires d'une unité de désacidification (traitement de gaz et captage du 002). De plus, la TMHDA et les N,N,N',N'-tétraméthyldiaminoéthers de formule (Il) sont intéressants pour leur résistance à la dégradation, notamment thermique. Par 20 conséquent, il est possible de régénérer le solvant à plus forte température et donc d'obtenir un gaz acide à plus forte pression si cela présente un intérêt, comme par exemple dans le cas de la réinjection de gaz acide. Ceci est particulièrement intéressant dans le cas du captage du CO2 en post-combustion où le gaz acide doit être comprimé avant réinjection et séquestration. L'utilisation d'une solution absorbante aqueuse selon 25 l'invention permet donc d'économiser sur les coûts opératoires de l'unité de désacidification, ainsi que sur le coût d'investissement et les coûts opératoires associés à la compression du gaz acide. Composition de la solution aqueuse absorbante 30 La TMHDA peut être en concentration variable, par exemple comprise entre 2% et 88% poids, de préférence entre 2% et 30% poids, de manière très préférée entre 2% et 15% poids, de manière encore plus préférée entre 2% et 9% poids, bornes incluses, dans la solution aqueuse. Les composés de formule générale (II) ont une concentration non nulle variable, par exemple comprise entre 2% et 88% poids, de préférence entre 10% et 60% poids, de manière très préférée entre 20% et 50% poids, de manière encore plus préférée entre 5 20% et 29% poids, bornes incluses, dans la solution aqueuse. La somme des fractions massiques exprimées en % poids des différents composés de la solution absorbante est égale à 100 % en poids de la solution absorbante. 10 Le composé de formule générale (II) est choisi de préférence parmi les composés suivants: - le bis-(2-diméthylaminoéthoxy)-1,2-éthane 1 ...,..... .....'......,,,.....','0.............'',.......0,,..-.....','..',..N.,,, N 15 - le bis-(2-diméthylaminoéthoxy-2-éthyl)éther N°/'o's()V 1 1 - le (3-diméthylaminopropyl)-(2-diméthylaminoéthyl)-éther - le bis-(3-diméthylaminopropyl)-éther N.0-N 20 - le bis-(3-diméthylaminopropoxy)-1,2-éthane 1 NO.O-N La solution absorbante peut contenir au moins 10% poids d'eau, en général entre 10% et 96% poids d'eau, de manière très préférée au moins 50% poids, par exemple entre 60 à 70% poids d'eau, bornes incluses. Dans un mode de réalisation, la solution absorbante selon l'invention peut, en plus de la TMHDA et de la ou les N,N,N',N' tétraméthyldiaminoéthers de formule (Il), contenir un composé azoté contenant au moins une fonction amine primaire ou secondaire. Par exemple, la solution absorbante comporte jusqu'à une concentration de 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 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 CO2 et, dans certains cas, du COS contenu dans le gaz à traiter Une liste non exhaustive de composés azotés contenant au moins une fonction amine primaire ou secondaire qui peuvent entrer dans la formulation est donnée ci-dessous : la monoéthanolamine ; la diéthanolamine ; la N-butyléthanolamine ; l'aminoéthyléthanolamine ; le diglycolamine ; la pipérazine ; la 1-méthyl-pipérazine ; la 2-méthylpipérazine ; l'homopipérazine ; la N-(2-hydroxyéthyl)pipérazine ; la N-(2-aminoéthyl)pipérazine ; la morpholine ; la 3-(méthylamino)propylamine ; la 1,6-hexanediamine ; la N,N'-diméthyl-1 ,6-hexanediamine ; la N-méthy1-1,6-hexanediamine ; la N,N',N'-triméthyl-1 ,6-hexanediamine. Dans un mode de réalisation très préféré, la solution absorbante selon l'invention 5 contient une fraction massique d'eau comprise entre 60 % à 65 % poids de la solution absorbante, et une fraction massique d'amines comprise entre 35 % à 40% poids de la solution absorbante, ladite fraction d'amines comprenant un mélange de TMHDA, d'au moins un N,N,N',N'-tétraméthyldiaminoéther de formule (Il) et d'au moins un composé activateur une fonction amine primaire ou secondaire tel que cité dans la liste ci-dessus. 10 Avantageusement, ladite fraction massique d'amines (35%-40%) comprend de la TMHDA entre 4 % et 9% poids de la solution absorbante en mélange avec au moins un N,N,N',N'- tétraméthyldiaminoéther à une teneur comprise entre 21% et 26% poids de la solution absorbante, et au moins une amine primaire ou secondaire comme activateur, l'activateur représentant entre 5 % et 10 % poids de la solution absorbante. Les % poids s'entendent 15 bornes incluses. Les solutions absorbantes selon l'invention contenant un activateur sont particulièrement intéressantes dans le cas du captage du CO2 dans les fumées industrielles, ou le traitement du gaz naturel contenant du CO2 au dessus de la 20 spécification désirée. En effet, pour ce type d'applications, on cherche à augmenter la cinétique de captage du 002, afin de réduire la hauteur des colonnes d'absorption. Dans un mode de réalisation, la solution absorbante à base de TMHDA et de N,N,N',N'-tétraméthyldiaminoéthers peut comprendre d'autres composés organiques. 25 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 éthers de glycol, des lactames, des 30 pyrrolidones N-alkylées, des pipéridones N-alkylées, des cyclotétraméthylènesulfones, des N-alkylformamides, des N-alkylacétamides, des ethers-cétones ou des phosphates d'alkyles et leur dérivés. A titre d'exemple et de façon non limitative, il peut s'agir du méthanol, du tetraethylèneglycoldimethylether, du sulfolane ou de la N-formyl morpholine. Synthèse de la TMHDA La TMHDA peut être préparée selon différentes voies de synthèse connues de l'homme du métier, décrite par exemple dans les documents JP 1998-341556, EP 19985 105636, JP 1994-286224, JP 1993-25241, EP 1993-118476, EP 1988-309343, JP 1986124298, JP 1985-147734, DE 1985-3523074, JP 1983-238221, et JP 1983-234589. Synthèse des N,N,N',N'-tétraméthyldiaminoéthers Les N,N,N',N'-tétraméthyl-diaminoéthers peuvent être préparés selon différentes 10 voies de synthèse connues de l'homme du métier, décrites par exemple dans les documents FR 2 961 114, 2 983 195 ou FR 2 983 087 qui donnent des exemples de synthèse pour le bis-(2-diméthylaminoéthoxy)-1,2-éthane, le (3-diméthylaminopropy1)-(2- diméthylaminoéthyl)-éther, et le bis-(3-diméthylaminopropyI)-éther. Le bis-(3-diméthylaminopropoxy)-1,2-éthane peut être préparé selon la voie de 15 synthèse suivante, citée à titre d'exemple non limitatif. Le bis(3- diméthylaminopropoxy)1,2-éthane peut être préparée en trois étapes dont la première consiste en la réaction de l'éthylèneglycol avec de l'acrylonitrile, conduisant au 312-(2- cyanoéthoxy)éthoxy]propanenitrile. Les fonctions nitriles du 3-[2-(2- cyanoéthoxy)éthoxy]propanenitrile sont ensuite réduites dans une deuxième étape en 20 fonctions amines primaires par action de l'hydrogène, généralement en présence d'ammoniac et d'un catalyseur approprié pour conduire au bis(3-aminopropoxy)1,2- éthane. La synthèse du bis(3-aminopropoxy)1,2-éthane selon cet enchaînement de deux étapes est par exemple décrite dans les documents US 4,313,004, US 5,075.507 et US 5,081,305. Dans une troisième étape, les deux fonctions amines primaires du bis(3- 25 aminopropoxy)1,2-éthane sont méthylées, par exemple par amination réductrice généralement au moyen de formaldéhyde, en présence d'hydrogène et d'un catalyseur approprié pour conduire au bis(3-diméthylaminopropoxy)1,2-éthane. Le bis(2-diméthylaminoéthoxy-2-éthyl)éther peut par exemple être préparé par réaction de diméthylamine avec le bis[2-(2-chloroéthyl)éthyl]éther ou par réaction de la 30 diméthylamine avec le tétraéthylèneglycol. 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 002, 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°C et 60°C, une pression comprise entre 1 bar et 5 bar 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 002, l'H2S, des mercaptans, du COS, du CS2. La teneur de ces composés acides est très variable et peut aller jusqu'à 40 % pour le CO2 et l'H2S. La température du gaz naturel peut être comprise entre 20°C et 100°C. La pression du gaz naturel à traiter peut être comprise entre 10 bar et 120 bar. Procédé d'élimination des composés acides dans un effluent gazeux La mise en oeuvre d'une solution absorbante pour désacidifier un effluent gazeux est réalisée de façon schématique, tel que représenté à la figure 1, en effectuant une étape d'absorption suivie d'une étape de régénération. L'étape d'absorption consiste à mettre en contact l'effluent gazeux contenant les composés acides à éliminer avec la solution absorbante dans une colonne d'absorption C1. L'effluent gazeux à traiter 1 et la solution absorbante 4 alimentent la colonne C1. Lors du contact, les composés organiques munis d'une fonction amine de la solution absorbante 4 réagissent avec les composés acides contenus dans l'effluent 1 de manière à obtenir un effluent gazeux appauvri en composés acides 2 qui sort en tête de colonne Cl et une solution absorbante enrichie en composés acides 3 qui sort en fond de colonne C1. La solution absorbante enrichie en composés acides 3 est envoyée vers un échangeur E1, où elle est réchauffée par le flux 6 provenant de la colonne de régénération C2. La solution absorbante chargée et réchauffée en sortie de l'échangeur El 5 alimente la colonne à distiller (ou colonne de régénération) C2 dans laquelle a lieu la régénération de la solution absorbante chargée en composés acides. L'étape de régénération consiste donc notamment à chauffer et, 5 éventuellement à détendre, la solution absorbante enrichie en composés acides afin de libérer les composés acides qui sortent en tête de colonne C2 sous forme gazeuse 7. La solution absorbante régénérée, c'est-à-dire appauvrie en composés acides 6, sort en fond de colonne C2, puis passe dans l'échangeur E1, dans lequel elle cède de la chaleur au flux 3 comme décrit précédemment. La solution absorbante régénérée et refroidie 4 est 10 ensuite recyclée vers la colonne d'absorption C1. L'étape d'absorption des composés acides peut être réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 120 bar, de préférence entre 20 bar et 100 bar pour le traitement d'un gaz naturel, de préférence entre 1 et 3 bar pour le traitement des fumées 15 industrielles, et à une température comprise entre 20°C et 100°C, préférentiellement comprise entre 30°C et 90°C, de manière encore plus préférée entre 30°C et 60°C. En effet, le procédé selon l'invention présente une excellente capacité d'absorption des composés acides lorsque la température dans la colonne d'absorption Cl est comprise entre 30°C et 60°C. 20 L'étape de régénération du procédé selon l'invention peut être réalisée par régénération thermique, éventuellement complétée par une ou plusieurs étapes de détente. Compte tenu de la forte stabilité de la TMHDA et des composés N,N,N',N'- tétraméthyldiaminoéthers selon l'invention, il est possible de régénérer la solution 25 absorbante selon l'invention à haute température dans une colonne à distiller. De manière générale, l'étape de régénération thermique est réalisée à une température comprise entre 100°C et 180°C, de préférence comprise entre 130 °C et 170 °C, et à une pression comprise entre 1 bar et 10 bar. De manière préférée, la régénération dans la colonne à distiller est réalisée à une température comprise entre 155 et 165°C et à une pression 30 comprise entre 6 et 8,5 bar dans le cas où l'on souhaite réinjecter les gaz acides. De manière préférée, la régénération dans la colonne à distiller est réalisée à une température de 115 et 130°C et à une pression comprise entre 1,7 et 3 bar 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. Dans une variante du procédé selon l'invention, on effectue, avant l'étape de régénération, une première étape de détente de la solution absorbante chargée en 5 composés acides. On peut effectuer une deuxième étape de détente de la solution absorbante chargée en composés acides, la deuxième étape de détente étant réalisée après la première étape de détente et avant l'étape de régénération, la solution absorbante étant chauffée avant de subir la deuxième étape de détente. 10 Exemples On utilise comme solutions absorbantes dans ces exemples des solutions aqueuses de TMHDA en association avec un composé de formule générale (Il). Le tableau 1 ci-dessous détaille les compositions de ces exemples. Les composés de 15 formule générale (Il) utilisés à titre d'exemple sont le bis-(2-diméthylaminoéthoxy)-1,2- éthane (BDMAEE), le (3-diméthylaminopropyl)-(2-diméthylaminoéthyl)-éther (DMAPDMAEE), le bis-(3-diméthylaminopropoxy)-1,2-éthane(BDMAPE). Certaines formulations contiennent également de la pipérazine (Pz) utilisée comme activateur. Formulation A TMHDA (9%pds) + BDMAEE (21%pds) + H2O Formulation B TMHDA (4,5%pds) + DMAPDMAEE (25,5%pds) + H2O Formulation C TMHDA (9%pds) + BDMAEE (21%pds) + Pz (10%pds) + H2O Formulation D TMHDA (4,5%pds) + DMAPDMAEE (25,5%pds) + Pz (10%pds) + H2O Formulation E TMHDA (4,5%pds) + BDMAPE(25,5%pds) + Pz(8%pds) + H2O 20 Tableau 1 Dans un premier temps, on montre que les propriétés physico-chimiques des formulations A, B, C, D et E (i.e. équilibre liquide-liquide) sont très différentes de celles de solutions aqueuses de TMHDA selon l'art antérieur avec ou sans pipérazine (document 25 FR 2 934 172) ou de celles de solutions aqueuses de TMHDA en association avec un activateur particulier selon l'art antérieur (document WO 2010/012883). Lesdits activateurs selon l'art antérieur sont choisis à titre d'illustration sont la Nmethylbenzylamine (N-MeBnA), la N-butylpipérazine (N-BuPz). Les compositions des solutions absorbantes selon l'art antérieur (formulations F, G, H, I) sont données dans le tableau 2 ci-dessous. Dans les formulations données dans les tableaux 1 et 2, la somme des fractions massiques exprimées en % poids des différents composés et de l'eau est égale à 100 (3/0 en poids de la solution absorbante. Formulation F TMHDA (30%) + H2O Formulation G TMHDA (30%) + Pz (5%) + H2O Formulation H TMHDA (30%)+ N-MeBnA (10%)+ H2O Formulation I TMHDA (30%)+ N-BuPz(10%) + H2O Tableau 2 Dans un deuxième temps, on montre que les capacités de captage des formulations A, B et C sont sensiblement équivalentes, voire supérieures à celle d'une solution aqueuse contenant 30% pds de TMHDA et 10% pds de N-MeBnA selon le 15 document WO 2010/012883 (formulation H). Leurs performances (capacité de captage et enthalpies de réaction) sont alors comparées à celle d'une solution aqueuse de monoéthanolamine (MEA) à 30% poids, qui constitue le solvant de référence pour une application de captage des fumées en postcombustion. 20 La capacité de captage en CO2 des formulations selon l'invention est également comparée à celle d'une solution aqueuse de méthyldiéthanolamine (MDEA) à 39% poids en association avec de la pipérazine à 6,7% poids, qui constitue un solvant de référence pour une application de traitement du gaz naturel. 25 Exemple 1 : Miscibilité à 40°C. Effet du taux de charge en CO2 Le phénomène de démixtion observé dans les solutions aqueuses de TMHDA peut être éliminé en la formulant avec les N,N,N',N'-tétraméthyldiaminoéthers selon l'invention. Cette formulation consiste à substituer un certain pourcentage poids de TMHDA par un pourcentage poids équivalent de N,N,N',N'-tétraméthyldiaminoéther selon l'invention. Cette substitution permet également d'empêcher les phénomènes de démixtion observés sur des solutions de TMHDA en présence d'activateurs. Suivant la composition de la solution absorbante à base de TMHDA et la présence éventuelle d'un diaminoéther, la composition du gaz à traiter (i.e. la pression partielle de CO2), une séparation de phase liquide-liquide peut se produire (phénomène de démixtion). On détermine par des tests au laboratoire (dans des réacteurs parfaitement agités gaz-liquide) les conditions dans lesquelles se produit la démixtion pour une formulation donnée (i.e. concentrations des amines et de l'eau donnée), à 40°C, en augmentant progressivement la pression partielle de CO2 et donc le taux de charge en CO2 (a = ngaz acide/namine avec ngaz acide le nombre de moles de gaz acide et flamine le nombre de mole d'amine) à l'équilibre. Selon les résultats de ces tests de laboratoire, la solution absorbante peut être mise en oeuvre dans un procédé de désacidification tel que décrit sur la figure 1. Une solution absorbante à base de TMHDA et par un composé de formule générale (Il) est particulièrement adaptée à ce type de procédé, car elle permet d'être monophasique dans les conditions opératoires correspondant à celle de l'absorbeur (i.e. généralement 40 °C). On s'intéresse ici aux équilibres liquide-liquide à 40°C, ce qui correspond aux températures basses d'un absorbeur. Les tests au laboratoire sont réalisés pour des formulations ayant une concentration en amine tertiaire de 30 %pds et une concentration de pipérazine variant entre 0 et 10%. Le tableau 3 ci-dessous résume les résultats obtenus pour différentes formulations. 30 Formulation [TMHDA] [Diaminoether] [Piperazine] Taux de charge Taux de charge (% pd s . ) (%pds.) (%pds) où l'on entre dans où l'on sort de la zone la zone diphasique diphasique A 9 21 0 pas de démixtion par élévation du taux de charge pour PPCO2 Suivant la composition de la solution absorbante à base de TMHDA et la présence éventuelle d'une amine primaire ou secondaire, et la température de la solution absorbante, une séparation de phase liquide-liquide peut se produire (phénomène de démixtion). On détermine par des tests au laboratoire (dans un bain d'huile thermostaté) la 10 température à laquelle se produit la démixtion pour une formulation donnée (i.e. concentrations des amines et de l'eau donnée), en augmentant progressivement la température du bain dans lequel est plongé un échantillon de ladite formulation. Selon les résultats de ces tests de laboratoire, la solution absorbante peut être mise en oeuvre dans un procédé de désacidification tel que décrit sur la figure 2. Une 15 solution absorbante à base de TMHDA et par un composé de formule générale (Il) est particulièrement adaptée à ce type de procédé, car elle permet de rester monophasique dans les conditions de température après passage dans l'échangeur charge-effluent (i.e. généralement 90 °C). Les tests au laboratoire sont réalisés pour des formulations ayant une 20 concentration en amine tertiaire de 30% pds et une concentration en activateur variant entre 0 et 10%. Le tableau 4 ci-dessous résume les résultats obtenus pour différentes formulations. 25 30 Formulation [TMHDA] [Diaminoether] (°/opd s . ) [Activateur] Température (T) à laquelle se (%pds) (%pds) produit la démixtion (°C) A 9 21 0 pas de démixtion par élévation de température pour T En revanche, on voit qu'une formulation contenant 30% de TMHDA sans diaminoéther selon la formule générale (Il) présente un phénomène de démixtion pour une température inférieure à 90°C, soit 56°C pour une formulation sans activateur (Formulation F), avec de la pipérazine (Formulation G) ou avec un activateurs particulier selon l'art antérieur (document WO 2010/012883, formulations H) ou 75°C pour une formulation avec activateurs particulier selon l'art antérieur (document WO 2010/012883, formulation I). Exemple 3 : Capacité de captage Les performances de capacité de captage du CO2 des solutions absorbantes selon l'invention (formulations C à E) sont comparées notamment à celles d'une solution aqueuse de monoéthanolaAmine à 30 % poids, qui constitue le solvant de référence pour une application de captage du CO2 contenu dans des fumées en post-combustion. Elles sont également comparées à la formulation H contenant 30% poids de TMHDA et 10% poids de N-MeBnA selon le document WO 2010/012883. 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 injections 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 = nombre de mole gaz acide / nombre de mole amine. A titre d'exemple, on compare dans le tableau 5 les taux de charge (a = nombre de mole gaz acide / nombre de mole amine) obtenus à 40°C pour différentes pressions partielles de CO2 entre des solutions absorbantes C, D et E selon l'invention, une solution absorbante de monoéthanolamine, et la formulation H pour une application de captage du CO2 en post-combustion. Pour passer d'une grandeur du taux de charge obtenu au laboratoire à une 30 grandeur caractéristique du procédé, quelques calculs sont nécessaires, et sont explicités ci-dessous pour l' application visée : Dans le cas d'une application de captage du CO2 en post-combustion, les pressions partielles de CO2 dans l'effluent à traiter sont typiquement 0,1 bar avec une température de 40°C, et l'on souhaite abattre 90 % du gaz acide. On calcule la capacité cyclique AaPC exprimée en moles de CO2 par kg de solvant, en considérant que le solvant atteint un taux de charge en fond de colonne d'absorption correspondant à une pression partielle d'équilibre à 40°C égale à 50% de la pression partielle dans l'effluent à traiter, soit aPPCO2=0,05 bar et doit au moins être régénéré à un taux de charge correspondant à une pression partielle d'équilibre à 40°C égale à 50 % de la pression dans les conditions de la tête de colonne, soit aPPCO2=0,005 bar pour réaliser 90 (3/0 d'abattement du 002. A apcPPCO2=0,05bar - aPPCO2=0,005bar). [A]-10/M où [A] est la concentration totale d'amine exprimée en % poids, M la masse molaire de l'amine, ou dans le cas d'un mélange d'amines, la masse molaire moyenne du mélange d'amines en g/mol : M = [A]/([TMHDA]/MTMHDA + [Di]/MD, + [Pz]/Mpz) où [TMHDA], [Di] et [Pz] sont respectivement les concentrations en TMHDA, en diaminoéther selon la formule générale (Il) et en pipérazine, exprimées en % poids, 20 MTMHDA MD; et Mpz sont les masses molaires correspondantes exprimées en g/mole. aPPCO2=0,05 bar et aPPCO2=0,005 bar sont les taux de charge (mole CO2/mole d'amine) du solvant en équilibre respectivement avec une pression partielle de 0,05 bar et 0,005 bar de 002. 25 L'enthalpie de réaction (AH) peut être obtenue par calcul à partir de plusieurs isothermes d'absorption du CO2 en appliquant la loi de Van't Hoff. Taux de charge a = hc02/hamine Formulation T (°C) PPCO2 = PPCO2 = 0,005 bar AaPC AH (kJ/mol 0,05 bar (molco2/ kg Solvant) 002) MEA 30% + H20 40 0,50 0,41 0,47 92 H (selon W02010/012883) 40 0,74 0,36 0,98 N/D C (selon l'invention) 40 0,70 0,30 1,07 60 D (selon l'invention) 4 0,56 0,17 1,13 40 N/D E (selon l'invention) 40 0,82 0,41 0,93 68 Tableau 5 Pour une application captage des fumées en post-combustion où la pression partielle de CO2 dans l'effluent à traiter est de 0,1 bar, cet exemple illustre la plus grande capacité cyclique obtenue grâce à une solution absorbante selon l'invention, pour atteindre un taux d'abattage de 90 % en sortie d'absorbeur. Dans cette application où l'énergie associée à la régénération de la solution est critique, on peut remarquer que les formulations selon l'invention permettent d'obtenir de bien meilleures performances qu'avec la MEA, en termes de capacité cyclique (d'un facteur 2 à 2,4) et d'enthalpie de réaction. La comparaison des formulations selon l'invention avec la formulation H montre que la substitution d'une partie de la TMHDA par un diaminoéther selon l'invention permettant d'éliminer les phénomènes de démixtion en maintenant à 30 % poids la concentration totale d'amine tertiaire permet également de conserver ou d'améliorer la capacité cyclique. On en conclut que les solutions absorbantes selon l'invention présentent un avantage marqué en terme d'énergie de régénération par rapport à une solution absorbante aqueuse comprenant 30 % de MEA. Elles présentent une performance comparable ou améliorée en terme d'énergie de régénération par rapport à l'art antérieur décrit dans le document W02010/012883 en éliminant le phénomène de démixtion en aval de l'échangeur charge-effluent (colonne d'absorption). A titre d'exemple, on compare dans le tableau 6 les taux de charge exprimés en 5 mole/kg (a = nombre de mole gaz acide / nombre de mole amine) obtenus à 40°C pour différentes pressions partielles de CO2 entre des solutions absorbantes C et D selon l'invention, une solution absorbante de methyldiéthanolamine à 39% poids contenant 6,7% poids de pipérazine, et la formulation H contenant 30% poids de TMHDA et 10% poids de N-MeBnA selon le document W02010/012883, pour une application de 10 décarbonatation totale en traitement du gaz naturel. Dans le cas d'une application décarbonatation totale en traitement du gaz naturel, les pressions partielles de CO2 dans l'effluent à traiter sont typiquement de plusieurs centaines de millibars à plusieurs bars 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 15 comparer les différents solvants, on calcule la capacité cyclique An( -LNG, exprimée en moles de CO2 par kg de solvant, correspondant à différentes pression partielle d'équilibre en fond de colonne d'absorption et en considérant que le solvant est totalement régénéré dans les conditions de tête de colonne. 20 A a ,PPCO 2 = (a ppc02)x .[A] -10/M où [A] et M sont définis comme précédemment aPPCO2 étant le taux de charge (mole CO2/mole d'amine) du solvant en équilibre avec la 25 pression partielle de CO2 considérée. Capacité cyclique d'absorption du CO2 AaLNG ,PPCO 2 (molCO2/kg solvant) Formulation T (°C) PPCO2 = 0,5 bar PPCO2 = 1 bar PPCO2 = 3 bar MDEA 39% + Pz 6,7% 40 2,54 2,96 3,57 TMHDA 30% - N-MeBnA 10% (selon W02010/012883) 40 3,23 3,54 3,80 C (selon l'invention) 40 3,21 3,52 3,90 D (selon l'invention) 40 3,47 3,81 4,22 Tableau 6 Pour une application de décarbonatation totale en traitement du gaz naturel, cet exemple illustre la plus grande capacité cyclique obtenue grâce aux solutions 5 absorbantes selon l'invention par rapport à la formulation de référence contenant 39% poids de MDEA et 6,7% poids de pipérazine, quelque soit la pression partielle de CO2 d'équilibre considérée, correspondant à différentes compositions en CO2 de gaz naturel à traiter. On observe également des performances comparables ou améliorées en terme de capacité cyclique obtenue grâce aux solutions absorbantes selon l'invention par rapport à 10 la formulation H contenant 30% de TMHDA et 10% de N-méthylbenzylamine revendiquée dans le document W02010/012883 en éliminant le phénomène de démixtion en aval de l'échangeur charge-effluent. REVENDICATIONS1. Solution absorbante pour absorber les composés acides d'un effluent gazeux comprenant : - de l'eau - de la N,N,N',N'-tétraméthy1-1,6-hexanediamine de formule (I) \ N//\/\/N \ I (I) au moins un composé azoté choisi dans le groupe des N,N,N',N'- 10 tétraméthyldiaminoéther répondant à la formule générale (11) suivante - - \N N b 0 0 a dans laquelle a et b sont chacun égal indifféremment à 1 ou 2, et c est égal à zéro, 1, 2 ou 3. 15 2. Solution selon la revendication 1, dans laquelle le composé azoté de formule générale (11) est choisi dans le groupe constitué par : - le bis-(2-diméthylaminoéthoxy)-1,2-éthane 1 ...,..... ....'............'...'.'0..............',..........0,,,,......,'..',..N... .'..... N 20 - le bis-(2-diméthylaminoéthoxy-2-éthyl)éther N°/'o'° V 1 1 - le (3-diméthylaminopropyl)-(2-diméthylaminoéthyl)-éther1^11DN - le bis-(3-diméthylaminopropyl)-éther N.0-N - le bis-(3-diméthylaminopropoxy)-1,2-éthane 1 NO.O-- 3. Solution absorbante selon l'une des revendications 1 et 2, comprenant entre 10% et 96% poids d'eau, entre 2% poids et 88% poids de TMHDA, de préférence entre 2% et 30% poids de TMHDA, et entre 2% poids et 88% poids de composé azoté de formule générale (II), de préférence entre 10% et 60% poids dudit composé azoté de formule générale (II). 4. Solution absorbante selon l'une des revendications précédentes, comprenant en outre une quantité non nulle et inférieure à 20% poids, d'au moins un composé activateur 15 comprenant une fonction amine primaire ou secondaire choisi dans le groupe constitué par : la monoéthanolamine ; la diéthanolamine ; la N-butyléthanolamine ; 20 - l'aminoéthyléthanolamine ; le diglycolamine ; la pipérazine ; la 1-méthyl-pipérazine ; la 2-méthylpipérazine ; l'homopipérazine ; la N-(2-hydroxyéthyl)pipérazine ; la N-(2-aminoéthyl)pipérazine ; la morpholine ;la 3-(méthylamino)propylamine ; la 1,6-hexanediamine ; la N,N'-diméthyl-1 ,6-hexanediamine ; la N-méthy1-1,6-hexanediamine ; la N,N',N'-triméthyl-1 ,6-hexanediamine. 5. Solution absorbante selon la revendication 4, comprenant une fraction massique d'eau comprise entre 60 % à 65 % poids de la solution absorbante, et une fraction massique d'amines comprise entre 35 % à 40% poids de la solution absorbante, ladite fraction massique d'amines comprenant un mélange de TMHDA, dudit au moins un composé azoté selon la formule générale (Il) et dudit au moins un composé activateur. 6. Solution absorbante selon l'une des revendications précédentes, comprenant en outre un solvant physique. 15 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 des revendications 1 à 6 de manière à obtenir un effluent 20 gazeux appauvri en composés acides et une solution absorbante chargée en composés acides, - puis une étape de régénération dans laquelle on envoie la solution chargée en composés acides dans une colonne à distiller pour libérer les composés acides sous forme d'un effluent gazeux et obtenir une solution absorbante régénérée. 25 8. Procédé selon la revendication 7, dans lequel l'étape d'absorption des composés acides est réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 120 bar, et à une température comprise entre 20°C et 100°C, de préférence comprise entre 30°c et 60°C. 30 9. Procédé selon l'une des revendications 7 et 8, dans lequel l'étape de régénération est réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 10 bar et une température comprise entre 100°C et 180°C. 10. Procédé de traitement du gaz naturel selon l'une des revendications 7 à 9. 11. Procédé de traitement des gaz d'origine industrielle selon l'une des revendications 7 à 9, de préférence pour le captage du 002.5