Brevet FR3026652A1 — publié le 20160408

Domaine de l'invention 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. Contexte général On utilise couramment des procédés d'absorption mettant en oeuvre une solution aqueuse d'amines, pour retirer les composés acides présents dans un gaz, notamment le dioxyde de carbone (002), l'hydrogène sulfuré (H2S), l'oxysulfure de carbone (COS), le disulfure de carbone (CS2), le dioxyde de soufre (S02) et les mercaptans (RSH) tel que le méthylmercaptan (CH3SH), l'éthylmercaptan (CH3CH2SH) et le propylmercaptan (CH3CH2CH2SH). Le gaz est désacidifié par mise en contact avec la solution absorbante, puis la solution absorbante est régénérée thermiquement. Par exemple le document US 6 852 144 décrit une méthode d'élimination des composés acides des hydrocarbures utilisant une solution absorbante eau-N-méthyldiéthanolamine ou eautriéthanolamine contenant une forte proportion d'un composé appartenant au groupe suivant : pipérazine et/ou méthylpipérazine et/ou morpholine. Une limitation des solutions absorbantes couramment utilisées dans des applications de désacidification est une sélectivité insuffisante d'absorption de l'H25 par rapport au 002. En effet, dans certains cas de désacidification du gaz naturel, on recherche une élimination sélective de l'H25 en limitant au maximum l'absorption du 002. Cette contrainte est particulièrement importante pour des gaz à traiter contenant déjà une teneur en 002 inférieure ou égale à la spécification désirée. On recherche alors une capacité d'absorption de H25 maximale avec une sélectivité maximale d'absorption de H25 vis-à-vis du 002. Cette sélectivité permet de maximiser la quantité de gaz traité et de récupérer un gaz acide en sortie de régénérateur ayant une concentration la plus élevée possible en H25 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 H25 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, ou secondaires encombrées présentant une cinétique de réaction lente avec le CO2 sont couramment utilisées, mais présentent des sélectivités limitées à des taux de charge en H2S élevés. Une autre limitation des solutions absorbantes couramment utilisées dans des applications de désacidification totale est une cinétique de captage du CO2 ou du COS trop lente. Dans le cas où les spécifications désirées sur le CO2 ou en COS sont très poussées, on recherche une cinétique de réaction la plus rapide possible de manière à réduire la hauteur de la colonne d'absorption. Cet équipement sous pression représente en effet une part importante des coûts d'investissements du procédé. Que l'on recherche une cinétique de captage du CO2 et du COS maximale dans une application désacidification totale, ou une cinétique de captage du CO2 minimale dans une application sélective, on désire toujours utiliser une solution absorbante ayant la capacité cyclique la plus grande possible. Cette capacité cyclique, notée Aa correspond à la différence de taux de charge (a désignant le nombre de mole de composés acides absorbés n gaz acide par kilogramme de solution absorbante) entre la solution absorbante alimentant la colonne d'absorption et la solution absorbante soutirée en fond de ladite colonne. En effet, plus la solution absorbante a une forte capacité cyclique, plus le débit de solution absorbante qu'il faut mettre en oeuvre pour désacidifier de gaz à traiter est restreint. Dans les procédés de traitement de gaz, la réduction du débit de solution absorbante a également un fort impact sur la réduction des investissements, notamment au niveau du dimensionnement de la colonne d'absorption. Un autre aspect primordial des opérations de traitement de gaz ou fumées industrielles par solvant reste la régénération de l'agent de séparation. En fonction du type d'absorption (physique et/ou chimique), on envisage généralement une régénération par détente, et/ou par distillation et/ou par entraînement par un gaz vaporisé appelé "gaz de strippage". La consommation énergétique nécessaire à la régénération du solvant peut être très importante, ce qui est particulièrement vrai dans le cas où la pression partielle de gaz acides est faible, et représenter un coût opératoire considérable pour le procédé. Cette consommation énergétique 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'enthalpie nécessaire pour casser la liaison chimique entre l'amine et le gaz acide. 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. Une voie envisagée pour augmenter la capacité cyclique du solvant et diminuer le débit circulant dans l'unité est d'augmenter la concentration en amine. Cette concentration est cependant souvent limitée à 50 (3/0 afin de limiter la viscosité dynamique de la solution absorbante. Au-delà de cette concentration, l'augmentation de viscosité ralentit le transfert de matière et la cinétique d'absorption, ce qui nécessite une augmentation de la hauteur d'absorption pour atteindre les spécifications souhaitées en gaz acides dans le gaz traité. Selon la solution absorbante utilisée et le type de gaz à traiter, la volatilité de l'amine peut causer un entraînement significatif de l'amine dans le gaz traité en sortie de la colonne d'absorption. La quantité d'amine entraînée doit être réduite en deçà d'un maximum acceptable, notamment pour les unités de séchage et de dégazolinage en aval de la désacidification pour un gaz naturel par exemple. Tout en respectant cette spécification, le débit de perte en amine par tension de vapeur doit être réduit pour limiter les coûts opératoires liés aux appoints d'amine. Il est connu, pour limiter ces pertes en amines, de mettre en oeuvre une section de lavage en en aval de la zone d'absorption en composés acides par la solution d'amines. Il existe ainsi un besoin de fournir des composés qui soient de bons candidats pour la désacidification de gaz, notamment pour l'élimination sélective de l'H25 par rapport au CO2, et qui permettent de fonctionner à moindres coûts opératoires, dont ceux liés à l'énergie de régénération et aux pertes d'amines par entraînement, et d'investissements, parmi lesquels les coûts associés à la colonne d'absorption et à la section de lavage. Description de l'invention La présente invention a donc pour objet de palier un ou plusieurs des inconvénients de l'art antérieur mentionnés ci-dessus, en proposant une méthode pour éliminer d'un gaz les composés acides, tels que le 002, l'H2S le COS, le CS2 et les mercaptans, par l'utilisation d'une famille d'amines spécifique dont les propriétés permettent de limiter la quantité de solution absorbante utilisée. Résumé de l'invention La présente invention concerne un procédé d'élimination des composés acides contenus dans un effluent gazeux, tels que le gaz naturel et les fumées, comprenant : a) une étape d'absorption des composés acides par mise en contact de l'effluent avec une solution aqueuse comprenant au moins une diamine appartenant à la famille de formule générale (A) définie ci-après, de manière à obtenir un effluent gazeux appauvri en composés acides et comprenant de la diamine, et une solution absorbante chargée en composés acides ; b) une étape de lavage dans une section de lavage de l'effluent gazeux appauvri en composés acides obtenu à l'étape a) par mise en contact avec un flux d'eau liquide, pour obtenir un effluent gazeux désacidifié appauvri en diamine et un flux d'eau enrichi en diamine ; c) au moins une étape de régénération de la solution absorbante chargée 25 composés acides issue de l'étape a). La formule générale (A) est la suivante : R1-R3 1 1 R2 OH R4 (A) dans laquelle : - les radicaux R1 et R3 sont identiques ou différents entre eux, et sont des chaînes hydrocarbonées, ramifiées ou non, comportant de 1 à 10 atomes de carbone, de préférence de 1 à 5 atomes de carbone ; - les radicaux R2 et R4 sont choisis indépendamment parmi un atome 5 d'hydrogène et une chaîne hydrocarbonée, ramifiée ou non, comportant de 1 à 10 atomes de carbone, de préférence de 1 à 5 atomes de carbone ; - les deux radicaux R1 et R2 et/ou les deux radicaux R3 et R4 sont reliés entre eux ou non par une liaison covalente pour former un cycle constitué de 5, 6 ou 7 atomes. 10 Selon l'invention, le composé azoté répondant à la formule générale (A) peut être choisi parmi les composés suivants : - le 1,3-Bis(diméthylamino)-2-propanol représenté par la formule suivante : 15 v 1 OH 1 - le (1-diméthylamino-3-ter-butylamino)-2-propanol représenté par la formule suivante : 20 1\1\/-1\1& 1 OH H le 1,3-Bis(ter-butylamino)-2-propanol représenté par la formule suivante : Xi_Nr\/\FI 25 OH La diamine répondant à la formule générale (A) peut également être choisie parmi les composés suivants: le 1 ,3-bis(diéthylamino)-2-propanol, le 1,3- bis(méthylamino)-2-propanol, le 1,3-bis(éthylméthylamino)-2-propanol, le 1,3 bis(n-propylamino)-2-propanol, le 1,3-bis(isopropylamino)-2-propanol, le 1,3 bis(n-butylamino)-2-propanol, le 1,3-bis(isobutylamino)-2-propanol, le 1,3- bis(pipéridino)-2-propanol, et le 1,3-bis(pyrrolidino)-2-propanol. La solution absorbante peut comporter entre 5 (3/0 et 95 (3/0 poids de la diamine, de préférence entre 10 (3/0 et 90 (3/0 poids de la diamine, et entre 5% et 95 (3/0 poids d'eau, et de préférence entre 10 (3/0 et 90% poids d'eau. Selon une mise en oeuvre particulière du procédé, la solution absorbante comporte entre 70% et 95% en poids de la diamine, de préférence 10 entre 85% et 95% poids de la diamine, et entre 5% et 30% poids d'eau, de préférence entre 5% et 15 (3/0 poids d'eau. La solution absorbante peut en outre comporter entre 5 (3/0 et 95 (3/0 poids d'au moins une amine supplémentaire étant soit une amine tertiaire, soit une amine secondaire comprenant deux atomes de carbone secondaires en alpha de 15 l'atome d'azote, soit une amine secondaire comprenant au moins un atome de carbone tertiaire en alpha de l'atome d'azote. Ladite amine supplémentaire peut être une amine tertiaire choisie dans le groupe constitué par: la N-méthyldiéthanolamine ; 20 la triéthanolamine ; la diéthylmonoéthanolamine ; la diméthylmonoéthanolamine ; l'éthyldiéthanolamine. La solution absorbante peut comporter, en outre, une quantité non nulle 25 et inférieure à 30 (3/0 poids d'au moins une amine primaire ou une amine secondaire. Cette amine primaire ou secondaire est choisie dans le groupe constitué par : la monoéthanolamine ; 30 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-diméthy1-1,6-hexanediamine ; la N,N'-diméthy1-1,6-hexanediamine ; la N-méthy1-1,6-hexanediamine ; la N,N',N'-triméthy1-1,6-hexanediamine. La solution absorbante peut comporter, en outre, un solvant physique choisi dans le groupe constitué par le méthanol, l'éthanol, le 2-éthoxyéthanol, le 15 triéthylèneglycoldiméthyléther, le tétraéthylèneglycoldiméthyléther, le pentaéthylèneglycoldiméthyléther, l'hexaéthylèneglycoldiméthyléther, l'heptaéthylèneglycoldiméthyléther, l'octaéthylèneg lycoldiméthyléther, le butoxyacétate de diéthylèneglycol, le triacétate de glycérol, le sulfolane, la Nméthylpyrrolidone, la N-méthylmorpholin-3-one, le N,N-diméthylformamide, la N- 20 formyl-morpholine, la N,N-diméthyl-imidazolidin-2-one, le N-méthylimidazole, l'éthylèneglycol, le diéthylèneglycol, le triéthylèneglycol, le thiodiglycol, et le tributylphosphate Avantageusement, on recycle une partie du flux d'eau enrichi en diamine obtenu en fond de la section de lavage à l'étape b) en tête de la section 25 de lavage. Selon un mise en oeuvre particulière du procédé, on augmente le débit du flux d'eau liquide introduit dans la section de lavage lors de l'étape b) pour réduire la quantité de diamine dans l'effluent gazeux désacidifié, et on sépare par distillation la diamine dudit flux d'eau enrichi en diamine soutiré de la section de 30 lavage pour compenser l'excès d'eau liquide apporté. L'étape d'absorption des composés acides peut être réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 200 bar, et à une température comprise entre 20°C et 100°C, et l'étape de régénération de la salition absorbante chargée en composés acides peut être réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 10 bar et à une température comprise entre 100 °C et 180 °C. Le procédé selon l'invention peut comprendre une étape de détente de la solution absorbante réalisée avant l'étape de régénération de la solution 5 aqueuse. L'étape de régénération du procédé selon l'invention peut être réalisée par régénération thermique, éventuellement complétée par une ou plusieurs étapes de détente. L'effluent gazeux peut être choisi parmi le gaz naturel, les gaz de 10 synthèse, les fumées de combustion, les fumées de hauts-fourneaux, les gaz de raffinerie tels que le gaz de synthèse, les gaz produits par craquage, les gaz combustibles, les gaz acides issus d'une unité aux amines, les gaz issus d'une unité de réduction en queue du procédé Claus, les gaz de fermentation de biomasse, les gaz de cimenterie, les fumées d'incinérateur. 15 Le procédé peut être mis en oeuvre pour l'élimination sélective de l'H2S par rapport au CO2 d'un effluent gazeux comportant de l'H2S et du 002. D'autres caractéristiques et avantages de l'invention seront mieux compris et apparaîtront clairement à la lecture de la description faite ci-après, en 20 se référant à la figure annexée et donnée à titre d'exemple. Brève description de la figure La figure 1 représente un schéma de principe de mise en oeuvre d'un procédé de traitement de gaz acides. 25 Dans les schémas de la présente description illustrant la préparation des composés azotés selon l'invention, les flèches représentent des étapes de réaction. Il s'agit de schémas réactionnels. Description détaillée de l'invention 30 Dans la présente invention, un gaz comprenant des composés acides est désacidifié par mise en contact avec une solution aqueuse comprenant au moins un composé choisi par des diamines particulières, appartenant à la famille du 1,3-diamino-2-propanol, permettant d'atteindre des taux de charge très élevés en composés acides, c'est-à-dire jusqu'à deux moles de composés acides par mole de composés absorbants. Composition de la solution absorbante La solution absorbante mise en oeuvre dans le procédé selon l'invention comporte: - de l'eau; - au moins une diamine choisie parmi les diamines de la famille du 1,3-diamino1 0 2-propanol répondant à la formule générale (A) suivante : R3 R2 OH R4 (A) dans laquelle : R-1 et R3 sont des chaînes hydrocarbonées, ramifiées ou non, comportant de 1 à 10 atomes de carbone, de préférence de 1 à 5 atomes de 15 carbone. R-1 et R3 sont identiques ou différents entre eux. R2 et R4 sont être indifféremment un atome d'hydrogène ou une chaîne hydrocarbonée, ramifiée ou non, comportant de 1 à 10 atomes de carbone, de préférence de 1 à 5 atomes de carbone. Lorsque R2 et R4 ne sont pas des atomes d'hydrogène, R-1 et R2, ainsi 20 que R3 et R4, peuvent être reliés entre eux pour former un cycle, de préférence constitué de 5 de 6 ou de 7 atomes. Le cycle ainsi formé par liaison de R-1 et R2, et/ou par liaison de R3 et R4, comprend l'atome d'azote de la fonction amine concernée. 25 De manière préférée, la solution absorbante mise en oeuvre selon l'invention comporte au moins le composé couvert par la formule (A) cité ci-après: le 1,3-Bis(diméthylamino)-2-propanol représenté par la formule suivante : 1\11\1 30 OH Selon un autre mode de réalisation, la solution absorbante mise en oeuvre selon l'invention comporte au moins le composé couvert par la formule (A) cité ci-après : le (1-diméthylamino-3-ter-butylamino)-2-propanol de formule suivante : OH H Selon encore un autre mode de réalisation, la solution absorbante mise en oeuvre selon l'invention comporte au moins le composé couvert par la formule (A) cité ci-après : le 1,3-Bis(ter-butylamino)-2-propanol de formule suivante : Selon un autre mode de réalisation, la solution absorbante mise en oeuvre selon l'invention comporte au moins le composé couvert par la formule (A) choisi parmi l'une des molécules suivantes : le 1,3-Bis(diéthylamino)-2-propanol, le 1,3-bis(méthylamino)-2-propanol, le 1,3-bis(éthylméthylamino)-2-propanol, le 1 ,3-Bis(n-propylamino)-2-propanol, le 1 ,3-Bis(isopropylamino)-2-propanol, le 1,3-Bis(n-butylamino)-2-propanol, le 1,3-Bis(isobutylamino)-2-propanol, le 1,3- Bis(pipéridino)-2-propanol, et le 1,3-Bis(pyrrolidino)-2-propanol. La solution absorbante peut comprendre un mélange de diamines selon 20 la formule générale (A). Les composés selon la formule générale (A) présentent une capacité à absorber une quantité de composés acides bien supérieure à des amines classiquement utilisées. Avec une solution comportant une amine 25 conventionnelle, comme la méthyldiéthanolamine (MDEA) bien connue de l'homme de l'art, la quantité de composés acides absorbés est limitée à une valeur toujours inférieure à 1 mole de composés acides par mole de composés absorbants dans les conditions classiques de mise en oeuvre industrielle. En général, les procédés de désacidification sont classiquement opérés de manière 30 à ce que 1 mole de molécules absorbantes absorbe entre 0,2 et 0,7 mole de composés acides. Les composés de formule générale (A), tel que le 1,3- bis(diméthylamino)-2-propanol, permettent d'absorber étonnamment jusqu'à 2 moles de composés acides par mole de composés absorbants. Selon l'invention on effectue l'étape d'absorption de manière à ce qui 5 mole de composés absorbants absorbe au moins 0,4, voire 0,5 et de préférence au moins 0,7 mole de composés acides. Le taux de composés acides absorbés selon l'invention entraîne, pour un gaz donné et pour une spécification visée, une réduction notable, pouvant aller jusqu'à 50 (3/0, du débit de solution absorbante requis. Cette réduction entraîne une réduction de la taille des absorbeurs, de la 10 taille du régénérateur et une réduction notable de l'énergie fournie par le rebouilleur lors de l'étape de régénération de la solution absorbante. Le taux de charge de la solution absorbante est le nombre de mole de composés acides qui a réagi avec une mole de composés absorbants. Afin d'atteindre un taux de charge supérieur à 0,4, voire 0,5, et de préférence 15 supérieure à 0,7, on régule et on adapte le débit de solution absorbante et/ou la composition de la solution absorbante, en fonction du débit de gaz à traiter et de la pression partielle en composés acides. Les inventeurs ont également mis en évidence que les composés selon 20 la formule générale (A) permettent d'améliorer la sélectivité d'absorption de l'hydrogène sulfuré par rapport au CO2 et donc présentent un intérêt pour le procédé mis en oeuvre dans le cas d'une désacidification sélective. Les composés selon la formule générale (A) présentent une très bonne 25 solubilité en solution aqueuse, notamment grâce à la présence du groupement hydroxyle. Les diamines selon la formule générale (A) peuvent être en concentration variable dans la solution absorbante, et la solution absorbante peut 30 ainsi comporter entre 5 (3/0 et 95 (3/0 poids d'au moins une diamine selon la formule (A), de préférence entre 10 (3/0 et 90 (3/0, et entre 5 (3/0 et 95% poids d'eau, et de préférence entre 10% et 90% poids d'eau, bornes incluses. Selon un mode de réalisation, la solution absorbante peut comporter entre 20% et 60% en poids d'au moins une diamine selon la formule (A), de préférence entre 25% et 50%, et entre 40% et 80% d'eau, de préférence entre 50% et 75%, bornes incluses. De manière inattendue, les inventeurs ont mis en évidence que les 5 diamines selon la formule générale (A) peuvent être utilisés en solution aqueuse à des concentrations très importantes, bien plus élevées que pour les amines de référence, tout en restant performantes en termes de cinétique d'absorption. La faible viscosité surprenante des formulations utilisées à ces fortes concentrations permet de rester favorable à la cinétique d'absorption des composés acides, 10 contrairement aux amines de référence comme la MDEA pouvant atteindre des viscosités nettement plus élevée dans les mêmes gammes de concentration. Ainsi, la solution absorbante peut comporter entre 70% et 95% en poids d'au moins une diamine de formule générale (A), voire comporter entre 85% et 95% poids d'au moins une de ces diamines, et entre 5% et 30% d'eau, de 15 préférence entre 5% et 15% d'eau, bornes incluses. Il est ainsi possible de mettre en oeuvre les diamines de formule générale (A) dans un procédé selon l'invention en atteignant des réductions de débit de solvant encore plus élevées du fait de la concentration d'amine utilisée en pourcentage poids. Par ailleurs, les molécules de formule générale (A) sont 20 simples à mettre en oeuvre, car elles forment en solution aqueuse un liquide qui est peu visqueux, même à haute concentration. Les inventeurs ont également mis en évidence que, de manière surprenante, la formulation des composés répondant à la formule générale (A) 25 selon l'invention avec une amine primaire ou secondaire permet d'apporter des gains significatifs en terme de cinétique d'absorption du COS et du 002, comparativement à un solvant conventionnel comme la MDEA en mélange avec la même amine primaire ou secondaire à une concentration d'amine primaire ou secondaire identique. Cette amélioration contribue à réduire de manière 30 significative la taille des colonnes d'absorption et donc les coûts d'investissement du procédé. Ainsi, selon un mode de réalisation, les diamines selon la formule générale (A) sont formulées avec un ou plusieurs composés contenant au moins une fonction amine primaire ou secondaire. Par exemple, la solution absorbante comporte jusqu'à une concentration de 30 (3/0 poids, de préférence inférieure à 15 (3/0 poids, de préférence inférieure à 10 (3/0 poids dudit composé contenant au moins une fonction amine primaire ou secondaire. De préférence, la solution absorbante comporte au moins 0,5 (3/0 poids dudit composé contenant au moins une fonction amine primaire ou secondaire. Une liste non exhaustive de composés 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-méthyl-pipérazine ; l'homopipérazine ; la N-(2-hydroxyéthyl)pipérazine ; la N-(2-aminoéthyl)pipérazine ; la morpholine ; la 3-(méthylamino)propylamine ; la 1,6-hexanediamine et tous ses dérivés diversement N-alkylés tels par exemple la N,N-diméthy1-1,6-hexanediamine, la N,N'-diméthyl1,6-hexanediamine, la N-méthy1-1,6-hexanediamine ou la N,N',N'- triméthy1-1,6-hexanediamine.; Selon un mode de réalisation, la solution absorbante peut contenir en outre au moins une amine supplémentaire qui est une amine tertiaire telle que la méthyldiéthanolamine, la triéthanolamine, la diéthylmonoéthanolamine, la diméthylmonoéthanolamine, ou l'éthyldiéthanolamine, ou qui est une amine secondaire ayant un encombrement stérique sévère, cet encombrement étant défini soit par la présence de deux atomes de carbone secondaires en alpha de l'azote, soit par au moins un atome de carbone tertiaire en alpha de l'azote. La concentration d'amine supplémentaire tertiaire ou secondaire sévèrement encombrée dans la solution absorbante peut être comprise entre 5 (3/0 et 95 (3/0 poids, de préférence entre 5 (3/0 et 50 (3/0 poids, de manière très préférée entre 5 (3/0 et 30 (3/0 poids. La solution absorbante selon l'invention peut comprendre un mélange d'amines supplémentaires tels que définies ci-dessus. Selon un mode de réalisation, la solution absorbante contient 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, des éther-alcools, des éthers de glycol et de polyéthylèneglycol, des thioéthers de glycol, des esters et alkoxyesters de glycol et de polyéthylèneglycol, des esters de glycérol, des lactones, des lactames, des pyrrolidones N-alkylées, des dérivés de la morpholine, de la morpholin-3-one, des imidazoles et des imidazolidinones, des pipéridones N-alkylées, des cyclotétraméthylènesulfones, des N-alkylformamides, des N-alkylacétamides, des éthers-cétones, des carbonates d'alkyles ou des phosphates d'alkyles et leurs dérivés. A titre d'exemple et de façon non limitative, il peut s'agir d'un solvant ou d'un mélange de plusieurs solvants choisis parmi le méthanol, l'éthanol, le 2- éthoxyéthanol, le triéthylèneglycoldiméthyléther, le tétraéthylèneglycoldiméthyléther, le pentaéthylèneg lycoldiméthyléther, l'hexaéthylèneglycoldiméthyléther, l'heptaéthylèneglycoldiméthyléther, l'octaéthylèneglycoldiméthyléther, le butoxyacétate de diéthylèneglycol, le triacétate de glycérol, le sulfolane, la N-méthylpyrrolidone, la N-méthylmorpholin3-one, le N,N-diméthylformamide, la N-formyl-morpholine, la N,N-diméthylimidazolidin-2-one, le N-méthylimidazole, l'éthylèneglycol, le diéthylèneglycol, le triéthylèneglycol, le thiodiglycol, et le tributylphosphate. Synthèse d'une diamine selon la formule générale (A) On peut synthétiser les diamines répondant à la formule générale (A) selon toute voie permise par la chimie organique. On peut par exemple faire réagir une ou plusieurs amines primaires et/ou secondaires, choisies et définies par les formules générales R1R2NH et R3R4NH, avec du 1,3-dichloro-2-propanol, ou plus généralement un 1,3-dihalo2-propanol, ou avec de l'épichlohydrine, ou plus généralement une épihalohydrine. On peut aussi faire réagir une ou plusieurs de ces amines avec du glycérol. Ces amines peuvent être choisies parmi les alkylamines primaires ou secondaires. La réaction d'une amine primaire avec le précurseur 1,3-dichloro-2- propanol ou plus généralement un 1,3-dihalo-2-propanol, ou avec de l'épichlohydrine ou plus généralement une épihalohydrine ou avec du glycérol, peut conduire à une diamine selon la formule générale (A) dont les deux fonctions amines sont secondaires, ou une amine tertiaire. La réaction d'une amine secondaire avec le précurseur 1,3-dichloro-2-propanol, ou plus généralement un 1,3-dihalo-2-propanol, ou avec de l'épichlohydrine ou plus généralement une épihalohydrine, ou avec du glycérol, conduit à une diamine selon la formule générale (A) dont les deux fonctions amines sont tertiaires. Lorsque plusieurs de ces amines sont utilisées, on peut les faire réagir soit simultanément avec la molécule précurseur glycérol, épihalohydrine ou 1,3- dihalo-2-propanol, soit de manière séquentielle et on peut obtenir une diamine de formule générale (A) ou un mélange de plusieurs molécules selon la formule générale (A). Les amines peuvent être choisies, par exemple, et sans être exhaustif, parmi les alkylamines primaires ou secondaires telle la diméthylamine, la diéthylamine, la méthyléthylamine, l'isopropylamine, l'isobutylamine, la terbutylamine. Les amines peuvent être hétérocycliques et appartenir à la famille des pyrrolidines, des pipéridines, des homopipéridines. A titre indicatif on peut représenter schématiquement certaines de ces voies de synthèses dans le schéma général 1, dans lequel RRNH est une formule générale générique qui représente toutes les amines ou les mélanges d'amines primaires et secondaires conduisant aux molécules de la formule générale (A). Dans cette représentation générale, la formule RRNH représente à la 5 fois une molécule ou plusieurs molécules définies par la formule générale R1R2NH et une molécule ou plusieurs molécules définies par la formule générale R3R4NH. Dans RRNH, R correspond aux définitions de R1, R2, R3 ou R4, sachant que toutes les molécules RRNH ne sont pas nécessairement identiques entre elles et que tous les radicaux R ne sont pas nécessairement identiques. 10 Dans le cas où ces amines sont des amines primaires, un seul radical R sera automatiquement un atome d'hydrogène. /OCI HO OH CICI OH OH Glycérol Epichlorhydrine 1,3-Dichloro-2-propanol RRNH I e2 OH R OH RRNH e H20 RRNH I RRN eHCl R, Cl HCI R, N Dans ces réactions, les amines de formule RRNH peuvent être utilisées en excès par rapport au précurseur glycérol, épihalohydrine ou 1,3-dihalo-2- propanol. Lorsque l'une de ces amines est primaire et utilisée en excès, on obtient principalement une amine secondaire. Nature des effluents gazeux Le procédé selon l'invention peuvent être mis en oeuvre pour désacidifier les effluents gazeux suivants : le gaz naturel, les gaz de synthèse, les fumées de combustion, les fumées de hauts-fourneaux, les gaz de raffinerie tels que le gaz de synthèse, les gaz produits par craquage, les gaz combustibles couramment nommés "fuel gas", les gaz acides issus d'une unité aux amines, les gaz issus d'une unité de réduction en queue du procédé Claus, les gaz de fermentation de biomasse, les gaz de cimenterie, les fumées d'incinérateur. Ces effluents gazeux contiennent un ou plusieurs des composés acides suivants : le 002, l'H2S, des mercaptans, du COS, du CS2, le S02. Les fumées de combustion sont produites notamment par la combustion d'hydrocarbures, de biogaz, de charbon, dans une chaudière ou pour une turbine à gaz de combustion, par exemple dans le but de produire de l'électricité. A titre d'illustration, on peut mettre en oeuvre le procédé selon l'invention pour absorber au moins 70 %, de préférence au moins 80 (3/0 voire au moins 90 (3/0 du CO2 contenu dans les fumées de combustion. Ces fumées ont généralement une température comprise entre 20 °C et 60°C, une presÉon comprise entre 1 et 5 bar et peuvent comporter entre 50 et 80 (3/0 d'azote, entre 5 (3/0 et 40 (3/0 de dioxyde de carbone, entre 1 (3/0 et 20 (3/0 d'oxygène, et quelques impuretés comme des SOx et des NOx, s'ils n'ont pas été éliminés en amont du procédé de désacidification. En particulier, le procédé selon l'invention est particulièrement bien adapté pour absorber le CO2 contenu dans des fumées de combustion comportant une faible pression partielle de 002, par exemple une pression partielle de CO2 inférieure à 200 mbar. 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 H2/00 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 pourcents). La pression est généralement comprise entre 20 et 30 bar, mais peut atteindre jusqu'à 70 bar. Il peut contenir, 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 002, l'H2S, des mercaptans, du COS, du CS2. La teneur de ces composés acides est très variable et peut aller jusqu'à 70 (3/0 en volume pour le CO2 et 40% en volume pour 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 200 bar. L'invention peut être mise en oeuvre pour atteindre des spécifications généralement imposées sur le gaz désacidifié, qui sont moins de 2 (3/0 de 002, voire moins de 50 ppm de CO2 pour réaliser ensuite une liquéfaction du gaz naturel et moins de 4 ppm d'H2S, et moins de 50 ppm, voire moins de 10 ppm, volume de soufre total. Procédé d'élimination des composés acides dans un effluent gazeux Le procédé d'élimination des composés acides contenus dans un 10 effluent gazeux selon l'invention comporte au moins : a) une étape d'absorption des composés acides par mise en contact de l'effluent avec une solution aqueuse comprenant au moins une diamine de formule générale (A). Un effluent gazeux appauvri en composés acides est obtenu, qui comprend une certaine quantité de diamine entrainée par l'effluent gazeux 15 appauvri en composés acides, ainsi qu'une solution absorbante chargée en composés acides ; b) une étape de lavage dans une section de lavage de l'effluent gazeux appauvri en composés acides à l'issue de l'étape d'absorption, par mise en contact avec un flux d'eau liquide, pour obtenir un effluent gazeux désacidifié appauvri en 20 diamine et un flux d'eau enrichi en diamine ; c) au moins une étape de régénération de la solution absorbante chargée en composés acides issue de l'étape d'absorption. L'étape d'absorption consiste à mettre en contact l'effluent gazeux avec 25 la solution absorbante. Le contact gaz/liquide entre le gaz à désacidifier et la solution absorbante peut être effectué à la pression de disponibilité du gaz comprise entre 1 et 200 bar et à une température comprise entre 20°C et 100°C, de préférence entre 40°C et 60°C. Par exemple, dansle cas du traitement d'un gaz naturel, l'étape d'absorption des composés acides peut être réalisée à une 30 pression comprise entre 20 et 200 bar absolu, généralement entre 30 et 80 bars absolus. Dans le cas d'une fumée de combustion à décarbonater, l'étape d'absorption est opérée de préférence à une pression comprise entre 1 et 5 bar absolu. Lors de l'étape d'absorption, les composés acides sont transférés dans la solution absorbante dans laquelle ils réagissent avec au moins une diamine de formule générale (A), seule ou en mélange avec d'autres amines, selon des réactions bien connues de l'homme de l'art, et déjà décrites dans le cas des alcanolamines classiquement mises en oeuvre pour la désacidification d'un effluent gazeux. L'étape d'absorption des composés acides peut être suivie d'une ou plusieurs étapes de détente de la solution absorbante, chargée en composés acides, afin de libérer les éléments co-absorbés. Par exemple, dans l'application de l'invention au traitement du gaz naturel, on peut effectuer la détente à une pression intermédiaire entre celle du gaz brut à traiter et la pression de l'étape thermique de régénération, typiquement on détend jusqu'à une pression comprise entre 5 et 15 bar. Dans le cas du traitement d'un gaz naturel, on sépare ainsi de la solution absorbante riche en H2S et CO2 un gaz contenant la majeure partie des hydrocarbures dissous, qui peut être utilisé comme gaz combustible, couramment nommé "fuel gaz". Cette étape n'est pas mise en oeuvre dans un procédé de traitement de fumées. La solution absorbante issue de l'étape d'absorption et contenant les produits des réactions entre les composés acides et les composés absorbants de formule générale (A), est régénérée par régénération thermique, et éventuellement par détente. L'étape de régénération thermique est réalisée à des pressions comprises entre 1 et 10 bar absolu, et généralement entre 1 et 3 bar absolu. La température en fond de colonne est corrélée à la pression de régénération et la teneur en amines de la solution absorbante à régénérer. Cette température peut être comprise entre 100°C et 18000 et est généralement comprise entre 110°C et 150°C. Le gaz appauvri en composés acides issu de l'étape d'absorption entraîne une certaine quantité de composés chimiques issus de la solution absorbante, par vaporisation ou par entrainement mécanique, par exemple des amines, leurs produits de dégradation, ou d'autres composés organiques ou inorganiques. L'étape de lavage à l'eau qui suit l'étape d'absorption permet de limiter la quantité de solution absorbante entrainée dans le gaz traité. Les composés selon la formule (A), notamment du fait de leur volatilité, et parce qu'ils peuvent en outre être en forte concentration dans la solution absorbante, peuvent en effet se retrouver en quantité non négligeable dans le gaz traité, posant des problèmes déjà mentionnés de toxicité, de pertes couteuses en composants absorbants, de non-respect de spécifications pour les diverses utilisations du gaz traité. Ainsi, selon l'invention, la volatilité des composés selon la formule générale (A) et les problèmes d'entrainement dans le gaz traité peuvent être avantageusement palliés par l'installation d'une section de lavage, dont le surcoût est bien inférieur aux gains apportés par l'augmentation de capacité à absorber les gaz acides par lesdits composés. Le procédé selon l'invention est préférentiellement mis en oeuvre pour la désacidification d'un gaz naturel, bien que d'autres gaz peuvent être traités, comme déjà décrit plus haut. Un exemple de mise en oeuvre du procédé de désacidification selon l'invention est illustré schématiquement à la figure 1. Le gaz à traiter est admis par une ligne 1 en fond d'un absorbeur 101, qui est une colonne d'absorption munie de moyens de mise en contact entre gaz et liquide, par exemple un garnissage vrac, un garnissage structuré ou des plateaux. En tête de l'absorbeur 101 on récupère par la ligne 3 le gaz dont sont extraits l'H2S et le CO2 absorbés par la solution absorbante, qui est injectée en tête d'absorbeur 101 par la ligne 2. L'absorbeur 101 opère en général à des températures proches ou légèrement supérieures à la température ambiante, typiquement comprises entre 20 et 100°C, et préférentiellement comprises entre 30°C et 90°C, et à des pressions typiquement compàes entre 1 et 200 bar, préférentiellement entre 20 et 100 bar. Selon les spécifications limites attendues, le gaz traité obtenu par la ligne 3 peut subir une étape de refroidissement suivie d'une séparation des condensats. Le refroidissement peut être réalisé par tout moyen adéquat comme par exemple un échangeur à eau ou plus couramment un aéroréfrigérant. Une telle étape facultative n'est pas représentée figure 1. Afin de limiter les pertes en amines dans le gaz traité en tête de l'absorbeur 101, une section de lavage 100 est prévue au sommet de l'absorbeur 101. Un flux d'eau est injecté après un éventuel refroidissement 110 par la ligne 16 au sommet de la section de lavage 100 en tête d'absorbeur 101. Ce flux est mis en contact à contre-courant avec le gaz traité issu de la section d'absorption afin d'en extraire la solution absorbante entraînée. La section de lavage 100 comporte des éléments de mise en contact entre gaz et liquide, par exemple des plateaux, un garnissage en vrac ou un garnissage structuré. L'effluent gazeux désacidifié appauvri en amines est évacué par la ligne 3. L'eau chargée en amines est récupérée en fond de la section de lavage 100. Ce surplus d'eau de lavage est ensuite recyclé via les lignes 17, 18 et 16 et la pompe 111 au sommet de la section de lavage 100 en tête d'absorbeur 101. Une purge peut être mise en oeuvre en aval de la pompe 111. Selon les conditions opératoires, l'appoint d'eau du procédé au niveau de la section de lavage est suffisant pour limiter les pertes d'amine par entraînement. Dans certaines conditions, on peut envisager d'augmenter le débit de l'eau de lavage pour réduire l'entraînement d'amines dans le gaz traité. Les amines récupérées sont alors séparées par distillation du flux de purge soutiré de la section de lavage 100 pour compenser l'excès d'eau apporté. Le flux de purge correspond à une partie du flux d'eau enrichi en amines soutiré de la section de lavage. La solution absorbante riche en CO2 et H25 obtenue en fond d'absorbeur 101, est envoyée dans la ligne 4 et est détendue par un moyen de détente 102, puis admise dans un ballon de détente 103. Cette étape de détente est facultative pour la mise en oeuvre du procédé selon l'invention. Dans le cas d'un gaz naturel, elle permet d'obtenir par la ligne 5 un gaz contenant la majeure partie des hydrocarbures aliphatiques co-absorbés par la solution absorbante. Ce gaz peut éventuellement être lavé par une fraction de la solution absorbante régénérée et le gaz ainsi obtenu peut être utilisé comme gaz combustible. Un tel lavage, facultatif, n'est cependant pas représenté ici. Le ballon de détente 103 opère à une pression inférieure à celle de l'absorbeur 101 et supérieure à celle du régénérateur 106. Cette pression est généralement fixée par les conditions d'utilisation du gaz combustible, et est typiquement de l'ordre de 5 à 15 bars. Ce ballon 103 opère à une température sensiblement identique à celle de la solution absorbante obtenue en fond de l'absorbeur 101. Pour des applications où la pression de l'absorbeur est proche de la pression atmosphérique comme par exemple la décarbonatation des fumées, un telle étape de détente n'est pas mise en oeuvre. La solution absorbante riche en CO2 et H2S obtenue après détente est envoyée par la ligne 6 vers un moyen de préchauffage. On a représenté sur la figure 1 un échangeur de chaleur 104 qui chauffe la solution absorbante par échange de chaleur avec la solution absorbante régénérée obtenue en fond de la colonne de régénération 106. Tout autre moyen adéquat de préchauffage peut être utilisé. Après préchauffage, la solution absorbante riche en CO2 et H2S est envoyée par la ligne 7, après passage éventuel dans une pompe de circulation (non représentée sur le schéma), et après détente éventuelle par un moyen de détente 105, en tête du régénérateur 106. Le régénérateur 106 est une colonne équipée d'internes de mise en contact entre gaz et liquide, par exemple des plateaux, des garnissages en vrac ou structurés. Dans ce régénérateur les composés acides absorbés par la solution absorbante, notamment le CO2 et l'H2S, sont vaporisés par un effet couramment nommé "strippage" avec de la vapeur générée par le rebouilleur 107 en fond du régénérateur. Ces composés acides vaporisés sont récupérés par la ligne 8 en tête du régénérateur 106, refroidis dans l'échangeur 108 puis envoyés par la ligne 9 vers un ballon de reflux 109. L'eau ainsi que la solution absorbante contenue dans le gaz de tête du régénérateur 106 sont majoritairement condensés, séparés dans le ballon de reflux 109 et recyclés comme reflux en tête du régénérateur 106 par les lignes 11 et 12 via la pompe de reflux 110. Le refroidissement du gaz acide peut être réalisé par exemple par un échangeur à eau, un aéroréfrigérant ou tout autre moyen de refroidissement adéquat. Les composés acides libérés sous forme gazeuse sont évacués par le conduit 10. Les conditions de température et de pression opératoires du régénérateur 106 sont fonction du type de composés absorbants mis en oeuvre. Le régénérateur 106 peut opérer sous une pression généralement comprise entre la pression atmosphérique et 10 bar, et préférentiellement comprise entre 1,5 et 3 bars. La température en fond du régénérateur est généralement comprise entre 100 et 180°C, et préférentiellement comprise entre 110 et 150°C afin de prévenir la dégradation thermique de la solution absorbante. En fond du régénérateur 106, on obtient par la ligne 13 un flux de solution absorbante régénérée à haute température, qui doit être refroidie. On a représenté figure 1 un échange de chaleur avec la solution absorbante riche en CO2 et H2S dans l'échangeur 104, mais tout autre moyen de refroidissement adéquat peut être mis en oeuvre. La solution absorbante ainsi refroidie est recyclé par les lignes 14 et 15 via une pompe 108, puis après un éventuel refroidissement complémentaire 109 par la ligne 2 en tête de l'absorbeur 101. Ce refroidissement complémentaire peut être réalisé par exemple dans un aéroréfrigérant ou tout autre moyen de refroidissement adéquat. Exemples Les exemples ci-dessous illustrent, de manière non limitative, la 10 synthèse des composés utilisés dans le procédé selon l'invention, ainsi que certaines des performances de ces composés utilisés en solution aqueuse dans le procédé selon l'invention. Exemple 1 : synthèse des molécules selon l'invention. 15 L' exemple suivant illustre la synthèse des molécules préférées de l'invention, étant entendu que toutes les possibilités de synthèse de ces molécules tant au niveau des routes de synthèses que des modes opératoires possibles ne sont pas ici décrites. 20 Synthèse du 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol Le 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol peut être préparé par tous les moyens permis par la chimie organique, notamment par réaction de 2 molécules de diméthylamine avec une molécule de soit du 1,3-dichoro-2-propanol, soit de l'épichlorhydrine, soit du glycérol. Sa synthèse a été décrite notamment dans le 25 document FR 2.844.793 ou dans "Symmetrical 1,3-bis-dialkylamino-2-propanols, Th. D. Perrine, J. Org. chem (1953), 9, p1137-1141". Synthèse du (1-diméthylamino-3-ter-butylamino)-2-propanol A 100,0g (1,08 mole) d'épichlorhydrine dans 400m1 d'éthanol, on introduit 30 lentement 125,0g (1,08 mole) de diméthylamine entre 2°C et 6°C, puis on laisse le milieu atteindre la température ambiante. On introduit alors lentement 476,0g (6.52 moles) de terbutylamine en maintenant la température inférieure à 25°C. Après la fin de l'addition, le milieu est agité pendant 2 heures puis on introduit 45,6g de soude en pastille et on poursuit l'agitation pendant 30 minutes. Après une évaporation des produits volatils suivie d'une filtration et d'une distillation sous pression réduite, on isole 92,0g d'un produit dont le spectre 13C-RMN-CDC13 est conforme à celui du (1-diméthylamino-3-ter-butylamino)-2-propanol. 45,6ppm : (CH3)2N-CH2-CH(OH)-CH2-NH-C(CH3)3 63,8ppm : (CH3)2N-CH2-CH(OH)-CH2-NH-C(CH3)3 66,8ppm : (CH3)2N-CH2-CH(OH)-CH2-NH-C(CH3)3 46,2ppm : (CH3)2N-CH2-CH(OH)-CH2-NH-C(CH3)3 49,3ppm : (CH3)2N-CH2-CH(OH)-CH2-NH-C(CH3)3 28,4ppm : (CH3)2N-CH2-CH(OH)-CH2-NH-C(CH3)3 Synthèse d'un mélange de 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol et de (1- diméthylamino-3-ter-butylamino)-2-propanol A 75,0g (0,81 mole) d'épichlorhydrine dans 300m1 d'éthanol, on introduit en 2 heures 93,7g d'une solution de diméthylamine aqueuse à 40% entre 0°C et 5°C, puis on laisse le milieu atteindre la température ambiante. On introduit alors lentement 257,0g (4,89 moles) de terbutylamine en maintenant la température inférieure à 25°C. Après la fin de l'addition, le rrilieu est agité pendant 2 heures, puis on introduit 34,2g de soude en pastille et on poursuit l'agitation pendant 30 minutes. Après une évaporation des produits volatils suivie d'une filtration et d'une distillation sous pression réduite, on isole 38,0g d'un produit dont le spectre 13C-RMN-CDC13 est conforme à celui d'un mélange de 86% de (1-diméthylamino3-ter-butylamino)-2-propanol. et de 14% de 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol. 45,6ppm : (CH3)2N-CH2-CH(OH)-CH2-NH-C(CH3)3 63,8ppm : (CH3)2N-CH2-CH(OH)-CH2-NH-C(CH3)3 66,8ppm : (CH3)2N-CH2-CH(OH)-CH2-NH-C(CH3)3 46,2ppm : (CH3)2N-CH2-CH(OH)-CH2-NH-C(CH3)3 49,3ppm : (CH3)2N-CH2-CH(OH)-CH2-NH-C(CH3)3 28,4ppm : (CH3)2N-CH2-CH(OH)-CH2-NH-C(CH3)3 et 45,3ppm : (CH3)2N-CH2-CH(OH)-CH2-N(CH3)2 63,6ppm : (CH3)2N-CH2-CH(OH)-CH2-N(CH3)2 64,7ppm : (CH3)2N-CH2-CH(OH)-CH2-N(CH3)2 63,6ppm : (CH3)2N-CH2-CH(OH)-CH2-N(CH3)2 45,3ppm : (CH3)2N-CH2-CH(OH)-CH2-N(CH3)2 Synthèse du 1,3-bis(ter-butylamino)-2-propanol Dans un réacteur autoclave, on introduit 75,0g (0,58 mole) de 1,3-dichloro-2- 5 propanol, 254,0g (3.49 moles) de terbutylamine et 50m1 d'eau. Le milieu est porté sous agitation à 160°C pendant 5 heures, puis après retour à la température ambiante, une solution de 88,8g de soude dans 10m1 d'eau est ajoutée et l'agitation maintenue pendant 30 minutes. Après filtration, l'excès de terbutylamine est éliminé par distillation. Le milieu biphasique est alors séparé. 10 La phase aqueuse est extraite avec du toluène, puis les phases organique sont réunies et distillées sous pression réduite pour isoler 99,4g d'un produit dont le spectre 130-RMN-0D013 est conforme à celui du 1,3-bis(ter-butylamino)-2- propanol. 28,7ppm : (CH3)30-NH-0H2-CH(OH)-0H2-NH-C(0H3)3 15 49,7ppm : (0H3)3C-NH-0H2-CH(OH)-0H2-NH-C(0H3)3 46,5ppm : (0H3)30-NH-CH2-CH(OH)-0H2-NH-C(0H3)3 69,4ppm : (0H3)30-NH-0H2-CH(OH)-0H2-NH-C(0H3)3 46,5ppm : (0H3)30-NH-0H2-CH(OH)-CH2-NH-C(0H3)34 49,7ppm : (0H3)30-NH-0H2-CH(OH)-0H2-NH-C(0H3)3 20 28,7ppm : (0H3)30-NH-0H2-CH(OH)-0H2-NH-C(CH3)3 Exem le 2 : Ca acité d'absor tion de l'H2S d'une formulation d'amine. Les performances de capacité d'absorption de l'H2S à 40 °C d'une 25 solution aqueuse de 1,3-Bis(diméthylamino)-2-propanol, contenant 45 (3/0 en poids de 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol, sont comparées à celles d'une solution aqueuse de N-méthyldiéthamolamine (MDEA) contenant 50 (3/0 en poids de MDEA, qui constitue le solvant de référence pour une élimination sélective en traitement de gaz. 30 On réalise un test d'absorption à 40 °C sur des salifions aqueuses d'amine au sein d'une cellule d'équilibre thermostatée. Ce test consiste à injecter dans la cellule d'équilibre, préalablement remplie de solution aqueuse d'amine dégazée, une quantité connue de gaz acide (ici l'hydrogène sulfuré) puis à attendre l'établissement de l'état d'équilibre. Les quantités de gaz acide absorbées dans le solvant sont alors déduites des mesures de température et de pression grâce à des bilans de matière et de volume. Les solubilités sont représentées de manière classique sous la forme des pressions partielles en H2S (en bar) en fonction du taux de charge en H2S (en mol d'H2S / kg de solvant et en mol d'H2S / mol d'amine). Dans le cas d'une désacidification sélective en traitement de gaz naturel, les pressions partielles en H2S rencontrées dans les gaz acides sont typiquement comprises entre 0,10 et 1 bar, à une température de 40°C. A titre d'exemple, dans cette gamme industrielle, on compare dans le tableau 1 les taux de charge d'H2S obtenus à 40 °C pour différentes pressions partielles en H2S entre la solution absorbante de MDEA à 50 (3/0 poids et la solution absorbante de 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol à 45 (3/0 poids. Solution aqueuse de 1,3- Solution aqueuse de MDEA à 50 % poids à 40 °C bis(diméthylamino)-2-propanol à 45 % poids à 40 °C Pression Taux de Taux de Taux de Taux de charge partielle en charge en H25 charge en H2S charge en en H25 (mol/kg) H25 (bar) (mol/mol (mol/kg) H2S d'amine) ( mol/mol d'amine) 0,10 0,45 1,40 0,21 0,88 0,25 0,81 2,50 0,35 1,47 0,50 1,04 3,20 0,50 2,12 1,00 1,25 3,85 0,70 2,91 - Tableau 1 - A 40 °C, quelle que soit la pression partielle en 1-125 , la capacité d'absorption de la solution aqueuses de 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol est supérieure à celle de la solution de MDEA. En effet, à une pression partielle de 0,1 bar, le taux de charge en H25 est de 1,40 mol/kg dans la solution absorbante de 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol et de 0,88 mol/kg dans la solution absorbante de MDEA de référence, soit une augmentation de la capacité d'absorption de 59%. Cette augmentation de la capacité d'absorption d'une solution de 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol par rapport à la solution de MDEA de référence est de 70% pour une pression partielle de 0,25 bar, 51% pour une pression partielle de 0,5bar, de 35% pour une pression partielle de 1 bar. On constate donc que la solution aqueuse de 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol à 45 (3/0 poids a une capacité d'absorption de l'H2S plus élevée que la solution aqueuse de MDEA de référence à 50 (3/0 poids en MDEA à 40 °C, dans la gamme de pressions partielles en H2S comprise entre 0,10 et 0,5 bar correspondant à une gamme de pression partielle représentative des conditions industrielles usuelles. Dans cette gamme de pression partielle, une mole de 1,3- bis(diméthylamino)-2-propanol absorbe au moins 0,40 mole de H2S, à savoir 0,45 mole de H2S pour une pression partielle de 0,1 bar, 0,81 mole de H2S pour une pression partielle de 0,25 bar, 1,04 mole de H2S pour une pression partielle de 0,5 bar et 1,25 mole de H2S pour une pression partielle de 1 bar. Exemple 3 : Capacité et sélectivité d'élimination de HS d'un effluent gazeux contenant H2S et 002 par une solution de 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol: On réalise un test d'absorption à 40°C sur des soldions aqueuses d'amine au sein d'un réacteur parfaitement agité ouvert coté gaz. Pour chaque solution, l'absorption est réalisée dans un volume liquide 20 de 50 cm3 par bullage d'un courant gazeux constitué d'un mélange azote : dioxyde de carbone : hydrogène sulfuré de 89:10:1 en proportions volumiques, d'un débit de 3ONL/h pendant 90 minutes. On mesure à l'issue du test le taux de charge en H2S obtenu (a =nb de mole de H2S /kg de solvant) ainsi que la sélectivité d'absorption vis-à-vis du 002. 25 Cette sélectivité S est définie de la manière suivante : S =aH2S x (Concentraion du mélangegazeuxen CO2) a (Concentraion du mélangegazeuxen H2S) co2 aH2S Dans les conditions du test décrit ici S =10x a co2 A titre d'exemple, on peut comparer les taux de charge et la sélectivité entre une solution absorbante de 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol à 48% en 30 poids et une solution absorbante de MDEA à 47% en poids, composé de référence pour l'élimination sélective de l'H2S en traitement de gaz, dans le tableau 2. Taux de Composé Concentration T(°C) charge en Sélectivité H25 (mole/kg) MDEA 47% 40 0,16 6,3 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol 50% 40 0,27 8,1 - Tableau 2 - Cet exemple illustre les gains en taux de charge et en sélectivité pouvant 5 être atteints avec une solution absorbante selon l'invention, comprenant 48% en poids de 1,3-Bis(diméthylamino)-2-propanol par comparaison à la solution absorbante de référence (MDEA 47%). 10 Exemple 4 : Capacité d'absorption du CO2 Les performances de capacité de captage du CO2 d'une solution absorbante selon l'invention contenant 39% de 1,3-bis(diméthylamino)-2- propanol et 6,7% de pipérazine est comparée notamment à celle d'une solution aqueuse de monoéthanolaAmine (MEA) à 30 (3/0 poids, qui constitue le solvant de 15 référence pour une application de captage du CO2 contenu dans des fumées en post-combustion, ainsi qu'une solution aqueuse contenant 39% de MDEA et 6,7°/opoids de pipérazine, qui constitue un solvant de référence pour le traitement du gaz naturel On réalise un test d'absorption sur les solutions aqueuses d'amine au 20 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 est préalablement tirée sous vide avant toute injections de CO2. La pression de la phase gaz dans le réacteur est mesurée et un bilan 25 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 3 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 la solution absorbante comprenant la 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol, et la solution absorbante de MEA, pour une application de captage du CO2 en post-combustion. Pour passer d'une grandeur du taux de charge obtenu au laboratoire à 5 une 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 abatre 90 (3/0 du gaz acide. On 10 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 15 partielle d'équilibre à 40°C égale à 50 (3/0 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. Aapc = (aPPCO2=0,05bar - a PPCO2=0,005bar). [A] - 10/M où [A] est la concentration totale d'amine exprimée en (3/0 poids, M la 20 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]/([B]/MB + [Pz]/Mpz) où [B] et [Pz] sont respectivement les concentrations en 1,3- bis(diméthylamino)-2-propanol et en pipérazine, exprimées en % poids, MB, MPZ 25 sont les masses molaires correspondantes exprimées en g/mole. aPPCO2=0,05 bar et aPPCO2=0,005 bar sont les taux de charge (mole 002/mole d'amine) du solvant en équilibre respectivement avec une pression partielle de 0,05 bar et 0,005 bar de 002. 30 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 = ncoe/namine Formulation T (°C) PP002 = PPCO2 = 0,005 bar AaPC (moloo2/ kg Solvant) AH (kJ/mol 0,05 bar 002) MEA 30% + H20 40 0,50 0,41 0,47 92 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol 39% + Pz 6,7% + H20 40 0,51 0,26 0,87 59 - Tableau 3 - 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 (3/0 en sortie d'absorbeur. Dans cette application où l'énergie associée à la régénération de la solution est critique, on peut remarquer que la formulation selon l'invention permettent d'obtenir de bien meilleures performances qu'avec la MEA, en termes de capacité cyclique et d'enthalpie de réaction. A titre d'exemple, on compare dans le tableau 4 les taux de charge exprimés en mole/kg (a = nombre de mole gaz acide / nombre de mole amine) obtenus à 40°C pour différentes pressions partielle de CO2 entre la solution absorbante contenant 39% de 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol et 6,7% de pipérazine, et la solution absorbante de MDEA à 39% poids contenant 6,7% poids de pipérazine pour une application de 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 cpasi-totalité du CO2 en vue d'une liquéfaction du gaz naturel. Pour comparer les différents solvants, on calcule la capacité cyclique An( -LNG, exprimée en moles de CO2 par kg de solvant, correspondant à différentes pressions partielles d'équilibre en fond de colonne d'absorption et en considérant que le solvant est totalement régénéré dans les conditions de tête de colonne. AaLNG,PPCO2 PPCO2)x-[A1-10/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 pression partielle de CO2 considérée. Capacité cyclique d'absorption du CO2 Aa LNG ,PP CO2 (molCO2/kg solvant) Formulation T (°C) PPCO2 = PPCO2 = 1 bar PPCO2 = 3 bar 0,5 bar MDEA 39% + Pz 6,7% 40 2,54 2,96 3,57 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol 39% - Pz 40 3,13 4,13 4,44 6.7% - Tableau 4 - Pour une application de décarbonatation totale en traitement du gaz naturel, cet exemple illustre la plus grande capacité cyclique obtenue grâce à la solution absorbante selon l'invention par rapport à la formulation de référence contenant 39% poids de MDEA et 6,7% poids de pipérazine, quelle que soit la pression partielle de CO2 d'équilibre considérée, correspondant à différentes compositions en CO2 de gaz naturel à traiter. Exemple 5 : Cinétique d' absorption du COS Cet exemple correspond à un essai comparatif d'absorption de COS par une solution aqueuse une monoamine tertiaire, la MDEA, à 40 (3/0 en poids, activée par la pipérazine à 3,3 (3/0 en poids et, par une solution aqueuse d'amines contenant du 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol à 35 (3/0 en poids et activée par la pipérazine à 3,3 (3/0 en poids. Pour chaque essai, on mesure le flux d'absorption du COS par la solution aqueuse d'amines 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'fflulfure 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 5 en vitesse d'absorption relative à la formulation de référence de MDEA à 40 (3/0 en poids activée par de la pipérazine à 3,3 (3/0 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 Concentr Nature Concentration (mol/kg) Vitesse ation (% d'absorption en poids) relative du COS MDEA 40 pipérazine 0,38 1.00 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol 35 pipérazine 0,38 1.48 - Tableau 5 - L'examen des résultats fait ressortir, dans ces conditions de test, une vitesse d'absorption du COS par la formulation à base de 1,3-bis(diméthylamino)- 15 2-propanol /pipérazine augmentée de 48% par rapport à la formulation de référence MDEA/pipérazine. Exem le 6 : vitesse d'absor tion du CO d'une formulation activée On effectue deux essais d'absorption de CO2 par des solutions 20 absorbantes comprenant en solution aqueuse une monoamine tertiaire, la MDEA, pour le premier essai, le 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol pour le deuxième essai. Ces amines tertiaires sont formulées à 39`)opoids 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 25 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 002. La pression absolue et la température en sortie liquide sont égales respectivement à 1bar 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), les gaz entrant et sortant sont analysés par des techniques d'absorption de rayon Infra Rouge dans la phase gaz pour déterminer leur teneur en 002. 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 6. Composition de la solution absorbante aqueuse Amine tertiaire Activateur Nature Concentration (% en poids) Nature Concentration (% en poids) Vitesse d'absorption relative du CO2 MDEA 39 Pipérazine 6,7 1 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol 39 Pipérazine 6,7 1,19 - Tableau 6 - L'examen des résultats du tableau 6 fait ressortir la vitesse améliorée d'absorption du CO2 présentée par la solution comprenant l'association 1,3- bis(diméthylamino)-2-propanol-pipérazine par rapport à celle que présente la solution absorbante témoin renfermant un mélange MDEA-pipérazine connue de l'homme du métier. Exemple 7: viscosité d'une solution de 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol concentrée On mesure la viscosité cinématique de différentes solutions aqueuses d'amines à 40°C à l'aide d'un viscosimètre capillai-e de Ubbelohde. La viscosité est déduite de la mesure du temps d'écoulement entre deux repères de l'interface liquide. Le temps d'écoulement obtenu par la moyenne de deux mesures est multiplié par la constante de tube pour obtenir la viscosité cinématique. On en déduit la viscosité dynamique en multipliant ce résultat par la densité mesurée sur un densimètre Anton Paar DMA4100. Ces mesures réalisées à 40°C comparent dans le tabbau 7 la viscosité dynamique de solutions aqueuses de 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol à différentes concentrations, à des solutions aqueuses de MDEA, amine de référence pour les applications en traitement de gaz, aux mêmes concentrations, obtenues par Tjoon et col., (Journal of Chemical Engineering Data, 1994,39, 290293) sur un dispositif expérimental équivalent au nôtre. Composé °A. poids Viscosité à Viscosité 40°C (mPas) relative MDEA (référence) 60 9.0 ref. 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol 60 9.0 = ref. MDEA (référence) 70 15.0 réf. 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol 70 9.5 -40% MDEA (référence) 85 29.0 réf. 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol 85 6.7 -77% MDEA (référence) 100 34.0 réf. 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol 100 2.1 -94% - Tableau 7 - Cet exemple illustre que pour des concentrations supérieures ou égales à 60% poids, la viscosité d'une solutions aqueuse de 1,3-bis(diméthylamino)-2- propanol est égale ou inférieure à celle d'une solution aqueuse de MDEA référence à la même concentration, ce gain dépassant 40% pour des concentrations supérieures ou égales à 70% poids, et dépassant 75% pour des concentrations supérieures ou égales à 85% poids. Les solutions aqueuses contenant au moins 60% poids de 1,3- bis(diméthylamino)-2-propanol, de préférence au moins 70%, de manière plus préférée au moins 85%, présentent donc un avantage notable par rapport aux solutions de référence de MDEA, de par leur viscosité inférieure ou égale à la solution de référence et compatible avec leur mise en oeuvre dans un procédé de traitement de gaz. On a mis en évidence que de manière très étonnante, des solutions à forte concentration de 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol, c'est-à-dire plus de 70% poids de 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol, et de préférence à plus de 85 (3/0 poids, pouvaient avantageusement être mise en oeuvre pour la désacidification 5 de gaz, alors que de telles concentrations d'amines sont généralement problématiques du fait de l'augmentation de viscosité importante défavorable à l'absorption des composés acides. Les résultats du tableau 7 montrent en effet un comportement inattendu des solutions de 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol testées vis-à-vis de leur viscosité, qui diminue lorsque la concentration de 1 ,3- 10 bis(diméthylamino)-2-propanol augmente, au-delà d'une concentration de 70 (3/0 poids de 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol. Compte tenu de la capacité d'absorption des gaz acides supérieures pour des solutions aqueuses de 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol pour des concentrations massiques proches ou équivalentes à celles des solutions 15 aqueuses de MDEA, telles que décrites dans les exemples 1, 2 et 3, la possibilité de mettre en oeuvre des solutions aqueuses de 1 ,3- bis(diméthylamino)-2-propanol à des concentrations élevées permet d'augmenter encore l'avantage de ces solutions absorbantes en terme de réductions de débits atteignable dans le procédé. 20 Exemple 8 : coûts opératoires d'un procédé selon l'invention avec section de lavage. Cet exemple, résultat d'une simulation, permet de comparer les coûts d'investissements et d'exploitation (CAP EX/OPEX) d'un procédé de 25 désacidification d'un gaz naturel selon l'invention avec un procédé classique mettant en oeuvre une solution aqueuse de MDEA. 300 MMSCFD de gaz à traiter sont admis dans l'unité à une température de 40°C sous 72 bar. Ce gaz contient 10% de CO2, 1% d'H2S et le taux d'absorption recherché est 80% pour le CO2 et plus de 99% pour l'H2S afin 30 d'amener le gaz à une spécification « transport » soit 2% de CO2 et 4 ppm d'H2S dans le gaz épuré. Les deux solvants comparés sont une solution de MDEA 45% poids et une solution de 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol à 50% poids. Le schéma du procédé retenu est celui présenté à la figure 1, avec mise en oeuvre d'une section de lavage pour limiter les pertes en amine. Le lavage est réalisé uniquement par l'appoint d'eau nécessaire au procédé. Il n'y donc pas d'ajout supplémentaire d'eau, et donc aucune purge n'est effectuée. Les étapes de refroidissement du gaz traité, en tête d'absorbeur, du gaz acide, en tête de régénérateur, et le refroidissement complémentaire du solvant sont réalisés par des aéroréfrigérants. Les coûts opératoires ont été estimés pour un fonctionnement de 8760 h/an et prennent en compte trois postes : La consommation de vapeur au rebouilleur pour la régénération du solvant. Cette consommation a été prise égale pour les deux solvants à 120 kg de vapeur par m3 de solvant à régénérer. Ce poste constitue la majorité des coûts opératoires. La consommation électrique (pompes, aéroréfrigérant, etc.). Les appoints en solvant dus aux pertes en amine dans les différents gaz (gaz traité, gaz de flash et gaz acide), lors de la filtration et par dégradation. Les coûts retenus sont 1.8E/kg pour la MDEA et 4E/kg pour la 1,3- bis(diméthylamino)-2-propanol. Le tableau 8 résume les résultats de cette étude. La mise en oeuvre d'un solvant à 50% poids de BDMAP permet un gain notable de 32% sur le débit en circulation. Ce gain conduit à une réduction significative du CAPEX global de l'unité (-21%). Malgré des pertes en amine plus importante avec la 1,325 bis(diméthylamino)-2-propanol, sa mise en oeuvre permet un gain notable sur les OPEX (-32%) essentiellement dû à la réduction du débit de solvant en circulation entraînant une baisse importante de la consommation de vapeur au rebouilleur. Enfin, même si les pertes en 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol sont 10 fois plus importantes que celles en MDEA, la mise en oeuvre de la section de 30 lavage permet d'obtenir des pertes restant à un niveau très inférieur au maximum acceptable pour la désacidification de gaz, c'est-à-dire inférieur par exemple à 4 lb/MMSCF. 8760 h d'opération / an MDEA 1'3-bis(diméthylamino)- 45% poids 2-propanol 50%poids Données procédé - Température gaz brut (°C) 40 40 - Teneur Yc02 gaz brut (%mol) 10 10 - Taux d'absorption 80% 80% - Débit gaz brut (MMSCFD) 300 300 - Pression gaz brut (bar (a)) 72 72 - Débit solvant (m3/h) 497 338 - Consommation de vapeur au rebouilleur (MW) 45 31 Perte Solvant (Ib/MMSCF) 0.048 0.433 CAPEX (ME) 52.7 41.7 -21% OPEX (ME/an) 15.5 10.6 -32% - Pertes solvant (kean) 4.30 86.96 - Électricité (kean) 773.00 526.00 - Vapeur (kean) 14 681 9 984 - Tableau 8 -. REVENDICATIONS1. Procédé d'élimination des composés acides contenus dans un effluent gazeux, comprenant : a) une étape d'absorption des composés acides par mise en contact de l'effluent gazeux avec une solution aqueuse comprenant au moins une diamine appartenant à la famille de formule générale (A), de manière à obtenir un effluent gazeux appauvri en composés acides et comprenant de la diamine, et une solution absorbante chargée en composés acides, la formule générale (A) étant la suivante : RiN R3 N I I R2 OH R4 (A) dans laquelle : - les radicaux R-1 et R3 sont identiques ou différents entre eux, et sont des chaînes hydrocarbonées, ramifiées ou non, comportant de 1 à 10 atomes de carbone, de préférence de 1 à 5 atomes de carbone ; - les radicaux R2 et R4 sont choisis indépendamment parmi un atome d'hydrogène et une chaîne hydrocarbonée, ramifiée ou non, comportant de 1 à 10 atomes de carbone, de préférence de 1 à 5 atomes de carbone ; - les deux radicaux R-1 et R2 et/ou les deux radicaux R3 et R4 sont reliés entre eux ou non par une liaison covalente pour former un cycle constitué de 5, 6 ou 7 atomes ; b) une étape de lavage dans une section de lavage dudit effluent gazeux 25 appauvri en composés acides obtenu à l'étape a) par mise en contact avec un flux d'eau liquide, pour obtenir un effluent gazeux désacidifié appauvri en diamine et un flux d'eau enrichi diamine ; c) au moins une étape de régénération de la solution absorbante chargée en composés acides issue de l'étape a). 30 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la solution absorbante comporte au moins la diamine 1,3-bis(diméthylamino)-2-propanol de formule suivante : 1\11\1 1 OH 1 3. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la solution absorbante comporte au moins la diamine (1-diméthylamino-3-ter-butylamino)-2- propanol de formule suivante : 1 OH H 4. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la solution absorbante comporte au moins la diamine 1,3-bis(ter-butylamino)-2-propanol de formule suivante : 15 5. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la solution absorbante comporte au moins une diamine répondant à la formule générale (A) choisie parmi les composés suivants : le 1,3-bis(diéthylamino)-2-propanol ; 20 le 1,3-bis(méthylamino)-2-propanol ; le 1,3-bis(éthylméthylamino)-2-propanol ; le 1,3-bis(n-propylamino)-2-propanol ; le 1,3-bis(isopropylamino)-2-propanol ; le 1,3-bis(n-butylamino)-2-propanol ; 25 le 1,3-bis(isobutylamino)-2-propanol ; le 1,3-bis(pipéridino)-2-propanol ; et le 1,3-bis(pyrrolidino)-2-propanol. 10 6. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la solution absorbante comporte entre 5 (3/0 et 95 (3/0 poids de ladite diamine, de préférence entre 10 (3/0 et 90 (3/0 poids de ladite diamine, et entre 5 (3/0 et 95 (3/0 poids d'eau, et de préférence entre 10 (3/0 et 90 (3/0 poids d'eau. 7. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la solution absorbante comporte entre 70% et 95% en poids de ladite diamine, de préférence entre 85% et 95% poids de ladite diamine, et entre 5% et 30% poids d'eau, de préférence entre 5% et 15% poids d'eau. 8. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la solution absorbante comporte en outre entre 5 (3/0 et 95 (3/0 poids d'au moins une amine supplémentaire, ladite amine supplémentaire étant soit une amine tertiaire, soit une amine secondaire comprenant deux atomes de carbone secondaires en alpha de l'atome d'azote ou au moins un atome de carbone tertiaire en alpha de l'atome d'azote, et ladite amine étant de préférence choisie dans le groupe constitué par : la N-méthyldiéthanolamine ; la triéthanolamine ; la diéthylmonoéthanolamine ; la diméthylmonoéthanolamine ; et l'éthyldiéthanolamine. 9. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel 25 la solution absorbante comporte, en outre, une quantité non nulle et inférieure à 30 (3/0 poids d'au moins une amine primaire ou une amine secondaire, choisie de préférence dans le groupe constitué par : - la monoéthanolamine ; - la diéthanolamine ; 30 - la N-butyléthanolamine ; - l'aminoéthyléthanolamine ; - le diglycolamine ; - la pipérazine ; - la 1-méthyl-pipérazine ;la 2-méthyl-pipérazine ; 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,N'-diméthy1-1,6-hexanediamine ; la N-méthy1-1,6-hexanediamine ; et la N,N',N'-triméthy1-1,6-hexanediamine. 10. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la solution absorbante comporte en outre un solvant physique choisi dans le 15 groupe constitué par le méthanol, l'éthanol, le 2-éthoxyéthanol, le triéthylèneglycoldiméthyléther, le tétraéthylèneglycoldiméthyléther, le pentaéthylèneglycoldiméthyléther, l'hexaéthylèneglycoldiméthyléther, l'heptaéthylèneglycoldiméthyléther, l'octaéthylèneglycoldiméthyléther, le butoxyacétate de diéthylèneglycol, le triacétate de glycérol, le sulfolane, la N- 20 méthylpyrrolidone, la N-méthylmorpholin-3-one, le N,N-diméthylformamide, la Nformyl-morpholine, la N,N-diméthyl-imidazolidin-2-one, le N-méthylimidazole, l'éthylèneglycol, le diéthylèneglycol, le triéthylèneglycol, le thiodiglycol, et le tributylphosphate. 25 11. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on recycle une partie du flux d'eau enrichi en diamine obtenu en fond de la section de lavage à l'étape b) en tête de la section de lavage. 12. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel 30 on augmente le débit du flux d'eau liquide introduit dans la section de lavage lors de l'étape b) pour réduire la quantité de ladite diamine dans l'effluent gazeux désacidifié, et on sépare par distillation ladite diamine d'une partie dudit flux d'eau enrichi en diamine soutiré de la section de lavage pour compenser l'excès d'eau liquide apporté. 13. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel l'étape d'absorption des composés acides est réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 200 bar, et à une température comprise entre 20°C et 100°C, et dans lequel ladite au moins une étape de régénération de ladite solution absorbante chargée en composés acides est réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 10 bar et à une température comprise entre 100 °C et 180 °C. 14. 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 fumées de hauts-fourneaux, les gaz de raffinerie tels que le gaz de synthèse, les gaz produits par craquage, les gaz combustibles, les gaz acides issus d'une unité aux amines, les gaz issus d'une unité de réduction en queue du procédé Claus, les gaz de fermentation de biomasse, les gaz de cimenterie, les fumées d'incinérateur. 15. Procédé selon l'une des revendications précédentes, mis en oeuvre pour l'élimination sélective de l'H2S par rapport au CO2 d'un effluent gazeux comportant de l'H2S et du 002.20