Le conditionnement (adoucissement) de gaz, naturels et synthétiques, c est-à-dire l'élimination de gaz acides tels que CO2, H2S et COS, par absorption dans un milieu liquide absorbant a été réalisé industriellement depuis de nombreuses années. Divers absorbants, tels que les alcanol amines, le sulrolane (1,1-dioxyde de tétrahydrothiophene), le "sulfinol" (I,l-dioxyde de tétrahydro thiophène plus diisopropanolamine) et le carbonate de potassium ont été utilisés industriellement.Chacun de ces procédés pose des problèmes de corrosion dont certains résultent de la décomposition de l'absorbant et certains de la réaction entre les composants acides des gaz traités et l'absorbant, et habituellement de l'attaque des métaux entrant dans la construction de l'appareillage par les composants acides des gaz. En général, la corrosion a lieu dans le régénérateur, les échangeurs de chaleur ou dans des pompes et des canalisations associées à ces éléments des unités de traitement de gaz. On a suggéré de nombreux composés comme additifs pour les absorbants afin d'empêcher la corrosion et/ou la formation d'éléments corrosifs.On a par exemple utilisé du sulfate de cuivre pendant 3 ans dans une installation de traitement de gaz I5~% de monoéthanolamine pour éliminer 10 Z de CO2 du gaz. On a observé la corrosion par diminution de la durée de vie du rebouilleur et des tubes échangeurs de chaleur et par analyse de la solution d'amine et on a trouvé que quelques parties par million de cuivre ce qui indique un dépôt excessif de cuivre dans l'unité. (Livre relatant des faits concernant le conditionnement des gaz, "The Dow Chemical Company, Midland, Michigan, 1962, p. 157-158, Cas no 8). Dans le brevet des Etats-Unis d'Amérique n0 1.989.004, on décrit l'utilisation d'une alcanolamine ou d'un mélange de monoalcanol amines, de dialcanolamines et de trialcanolamines à une concentration de 15 à 30 % dans l'eau et de moins de 1 % d'un sel métallique soluble, par exemple du sulfate ou de l'oxyde de cuivre ou de nickel. Ceci n indique pas le maintien de soufre qui est elémentaire ou des composés de soufre et des agents d'oxydation nécessaires pour produire des atomes de soufre. Suivant le brevet précité des Etats-Unis d'Amérique, on éli mine à partir du gaz, H2S et les composés organiques du soufre en utilisant l'activité complexante de chacun des composants, c'est à-dire de l'amine-, du complexe amine-métal et du métal. Ces com plexes sont traités non thermiquement en deux stades pour libérer l'amine pour sa réutilisation et pour transformer le soufre en un solide pour son élimination du système. Suivant le brevet précité, on ne traite pas la solution usée (alcanolamine aqueuse contenant le composé complexe d 'amine-soufre et le composé complexe d'amine-métal-soufre) par chauffage pour la régénération, mais avec de l'air (page 1, colonne 2, lignes 20 à 38) pour oxyder les composés de soufre (thiosulfates) et les sulfates ; ensuite on traite la solution oxydée avec de la chaux de manière à précipiter le soufre sous forme de sulfate de calcium et de thiosulfates. il est bien connu que l'alcanolamine subit également une oxydation et que l'aération augmente la perte en alcanolamine, comme cela est démontré par le fait que la solution à 15 à 30 Z d'amine utilisée dans l'exemple Il (page 2, colonne 1, lignes 49 à 56) constitue après régénération une solution contenant uniquement 10 à 13 % d'amine, ce qui représente une perte d'environ 30 Z en amine originale. Ces dernières années, on a produit des gaz à la fois naturels et synthétiques qui présentent des concentrations élevées en CO2 et/ou H2S. Comme la demande en gaz neutres augmente les dimensions des unités pour le traitement de ces gaz augmentent ; ainsi, pour des raisons économiques, une augmentation de la concentration de l'absorbant dans le système et/ou une augmentation de la charge du système semblent désirables. Ces deux augmentations, bien qu'elles soient-très désirables, produisent une augmentation de la corrosion dans l'unite, d'où des périodes d'arrêt plus fréquentes non prévues pour la réparation et le remplacement d'éléments importants. De ce fait, il serait désirable de disposer d'un système inhibiteur pour l'utilisation dans -un appareillage en contact avec des milieux de gaz acides, lequel réduirait la corrosion des métaux entrant dans la construction d'appareillages utilisés dans ces conditions. En conséquence, on a trouvé selon la présente invention une composition d'inhibition de la corrosion pour un métal ferreux et ses alliages lorsqu'ils sont en contact avec des solutions d'absorbant pour l'élimination de gaz acides, préparées à partir de solvants choisis dans le groupe formé par (a) des alcanolamines ayant la formule où chacun des radicaux R1 et R2 représente un hydrogène ou un groupe -C(R3)2C(R3)2-OH et R3 est un hydrogène ou un radical alcoyle en C1 3 ; (b) le 1,1-dioxyde de tétrahydrothiophène, (c) le carbonate de potassium ou (d) des diglycolamines,chacun de ces solvants étant pris seul ou en combinaison avec un ou plusieurs autres, sous forme de solutions aqueuses ou de solutions dans du glycol, la composition d'inhibition précitée se composant essentiellement de : (e) une source d'ion de cuivre choisie dans le groupe formé par du cuivre métallique, du sulfure de cuivre et des sels de cuivre, et (f) une source d'atomes de soufre choisie dans le groupe formé par (1) le soufre, ou (2) l'hydrogène sulfuré et/ ou COS en combinaison avec un agent d'oxydation destiné à produire l'atome de soufre en solution, une partie au moins de celui-ci étant le polysulfure, dans les conditions de fonctionnement dans une installation d'élimination de gaz acide qui utilise des techniques de regenération thermiques pour séparer le gaz acide combiné de l'absorbant d'élimination, et d'un solvant pour (e) et (f) choisi parmi (a), (b), (c) ou (d). La quantité d'ions de cuivre nécessaire pour réduire la corrosion varie pour chaque installation et peut varier d'un jour à l'autre dans une installation particulière. De ce fait, le mode pratique de détermination de la quantité appropriée d'ions cuivre consiste à placer une éprouvette de métal en des emplacements où la corrosion la plus grave a lieu, en général dans le rebouilleur et dans les échangeurs conduisant au rebouilleur, éprouvette qui peut être examinée périodiquement pour détecter des signes d'une plaque de cuivre brillante ainsi que des signes de corrosion. Un tel dispositif de contrôle ou de réglage sera expliqué et décrit plus en détail dans les exemples. En outre, lorsque la composition d'inhibiteurs de la présente invention est mise en oeuvre pour la première fois dans une unité de traitement de gaz, une quantité plus élevée de cuivre doit être fournie étant donné qu'une grande quantité est consommée pour l'élimination des éléments corrosifs et des produits de corrosion aux emplacements où la corrosion doit se développer ou où elle est susceptible de se développer probablement. Lorsqu'un certain degré de passivation vis-a-vis de la corrosion a été obtenu, on constate qu'une quantité aussi faible qu'environ 15 parties d'inhibiteur pour un million de parties de solution d'absorbant permet de maintenir un taux de corrosion inférieur à 0,025 mm par an.Il y a lieu de comprendre que dans la plupart des cas où des concentrations élevées en inhibiteur sont requises initialement, il est habituel que l'inhibiteur produise finalement la passivation de l'unité par élimination des composants nuisibles et qu'il permette ainsi sa réduction à des quantités plus conventionnelles, c'est-à-dire dans la plupart des cas à des quantités aussi faibles qu'une à dix parties par million. Cependant, même dans les cas où la corrosion n'est que légèrement réduite, les interruptions ou arrêts dus à la corrosion sont réduits au minimum et même éliminés entre les interruptions normales de travail de l'installation. On utilise du cuivre (métal, oxyde, hydroxyde ou sel) pour obtenir, in situ, dans les conditions rencontrées dans un procédé de traitement ou de conditionnement de gaz utilisant la régénération thermique, des ions de cuivre et du soufre ou un composé donnant du soufre qui, dans les conditions de fonctionnement (en particulier la régénération thermique) produira des atomes de soufre et de préférence des groupes polysulfure. Les ions de cuivre forment un polysulfure de cuivre avec les atomes de cuivre et les groupes polysulfure où y est un nombre entier de 2 à 6 et n est un nombre entier de 2 à environ 50. Le polysulfure de cuivre est disponible pour réagir dans la solution avec le Fe en solution de manière à former à la surface du récipient, de l'échangeur thermique, etc., une chalcopyrite, c'est-à-dire CuFeS2.L'ion Fe++ est le produit primaire de la réaction de corrosion cathodique. En outre, dans certains cas, le cuivre sera réduit en atomes de cuivre qui s'allient avec le métal ferreux en-dessous de la couche superficielle de chalcopyrite et forment un alliage de cuivre-métal ferreux. Ces phénomènes produisent une barrière physique et électrique efficace vis-à-vis du milieu corrosif (l'alcanolamine, les produits de décomposition de l'alcanolamine, H2S, CO2 > Cu+2, SO, Fe+3 et 02) ; c'est-à-dire que la chalcopyrite agit comme une barrière cinétique vis-à-vis des réactions de corrosion en empechant le transfert d'électrons et de masse requis pour soutenir les demi-réactions de corrosion cathodique et anodique. Ce phénomène est naturellement basé sur des concepts théori- ques étayés par des résultats d'analyse de surfaces ferreuses concernant à la fois des surfaces rendues passives et des surfaces corrodées en utilisant une coupe en profondeur, une spectroscopie Auger et une microsonde électronique. Les ions de cuivre sont avantageusement introduits dans un milieu d'absorbant à la fois pendant et après la période initiale sous forme d'une solution de l'absorbant précité ou par dissolution dans cet absorbant. On utilise une quantité suffisante de l'un des produits suivants pour maintenir l'équivalent de une à 15 parties ou davantage de cuivre par million de parties de milieu d'absorbant I cuivre métallique lorsqu'il est accompagné par du soufre, ou un agent d'oxydation qui produira du soufre à partir de H2S dissous dans l'absorbant précité il Sulfure de cuivre (soit cuivrique soit cuivreux) ; III Sel de cuivre (cuivrique ou cuivreux en combinaison avec un agent d'oxydation et s'il y a peu ou pas du tout de H2 S ou de COS dans le gaz acide, du soufre ou un composé produisant du soufre.Les sels de cuivre peuvent étre entre autres du carbonate, du benzoate, du stéarate, de 1acétate, de l'acétylacétonate, du chlorure, de l'oxalate, de l'oxyde, du molybdate, du chromate, du perchlorate, du sulfate ou du tétrafluoborate cuivrique ou cuivreux. il y a lieu de comprendre que la quantité d'inhibiteur dans le système de circulation peut être supérieure à celle qui est dissoute dans l'absorbant et elle l'est fréquemment. On est en présence d'un tel état pendant les stades initiaux d'introduction de l'inhibiteur dans l'installation ou lors d'un dérangement de l'installation ou lors d'un démarrage après un arrêt quelconque prévu ou imprévu. Pendant ces périodes, l'inhibiteur réagit avec le mental de l'installation, en rendant passif les sites de corrosion et en réagissant avec les produits de corrosion pour rendre passifs ces produits ; ainsi, l'inhibiteur est consommé. De ce fait les constituants de l'inhibiteur doivent être présents pour remplacer ceux qui sont consommés.Et lorsque la solubilité d'un ou de plusieurs des constituants est limitée, un excés de ce (ou de ces ) constituant(s) doit être présent pour permettre la réaction et/ou la dissolution afin d'inhiber efficacement la corrosion. On a trouve qu initialement une quantité de500 à 2000 ppm d'inhibi- teur doit être présente pour rendre passive une installation eons du démarrage afin d'obtenir des résultats satisfaisants sur les éprouvettes de contrôle. Cette condition peut exister pendan' uno période comprise entre plusieurs heures et plusieurs jour, sul- vant l'état de l'installation.De manière similaire, pendant le fonctionnement d'une installation pour laquelle on a rencontré des difficultés de fonctionnement, il peut être nécessaire d'augmenter la quantité des constituants qui circulent, qui sont dissous ou non jusqu'à ce que l'unité de contrôle indique un état de non corrosion. Les agents d'oxydation qui ont donné des résultats satisfaisants lorsqu'ils sont utilisés en combinaison avec une ou plusieurs des sources ci-dessus de cuivre sont : le soufre, le permanganate de potassium, le permanganate de calcium, le permanganate de sodium, le persulfate de potassium, l'iodate de potassium, l'iodate de calcium, le bromate de sodium, le persulfate de sodium, le métapériodate de potassium, le permanganate de strontium, le perborate de sodium, le permanganate de zinc, l'eau oxygénée, le bichromate de sodium, le bichromate de potassium, le perborate de sodium, le peroxyde de sodium et l'oxygène. Les absorbants pour l'élimination de gaz acide qui sont satisfaisants pour l'utilisation conformément à la présente invention sont les alcanolamines ayant la formule où chacun des radicaux R1 et R2 représente indépendamment un hy drogène ou un groupe -C(R3)2C(R3)2-OH et R3 représente indépendam ment un hydrogène ou un radical alcoyle en C1 3. Cet absorbant peut être utilisé seul ou en combinaison avec un ou plusieurs des absorbants suivants d'élimination de gaz, également utilisables le sulfolane (1,1-dioxyde de tétrahydrothiophène), le carbonate de potassium ou des diglycolamines. La présence d'hydrogène sulfuré (H2S) est requise si l'inhibiteur doit être efficace dans les sys tèmes d'absorbant de carbonate de potassium et les dialcanolamines. L'inhibiteur présente une efficacité limitée en présence de CO, seul dans ces absorbants. Les absorbants préférés sont la monoethanolamine, la diisopropanolamine-sulfolane, la diéthanolamine, la diglycolamine (2-(2-aminoéthoxy)ethanol), le 3-diméthylamino1,2-propanediol (Méthicol) tous sous forme de solutions aqueuses. il y a lieu de comprendre que l'on peut utiliser des glycols à la place de l'eau. Les exemples suivants illustrent la présente invention. On prépare diverses solutions aqueuses de monoalcanolamine avec ou sans inhibiteurs et on sature les solutions de H2S à 250C. On prépare des éprouvettes en acier doux, ayant été décapées dans HC1 (à 15 %) pendant 30 minutes, rincées à l'eau, brossées au moyen d'une brosse à dents et de savon à pierre ponce, rincées d'abord à l'eau et ensuite à l'acétone et séchées à l'air ; on pèse ces éprouvettes et on les immerge dans les solutions d'essai avec ou sans inhibiteur. Ensuite, on ferme hermétiquement les re- cipients contenant la solution et on les place dans un autoclave et on maintient à 1200C pendant 15 heures sous une pression qui dépasse juste la tension de vapeur de la solution permettant l'extraction (absorbant) à la température de 1200 utilisée pour éliminer les gaz acides de l'absorbant.On enlève les éprouvettes métalliques ; on les décape pendant 10 minutes dans UCI à 10 Z qui est inhibé au moyen d'un inhibiteur de corrpsion acide commercial, on les nettoie, on les rince et on les sèche comme ci-dessus. Les éprouvettes ou échantillons ainsi préparés sont pesés et on convertit la différence de poids en taux de corrosion exprimé en mm de pénétration par année (mm/an) Un tel mode opératoire détermine le taux de corrosion des solutions sur de l'acier AISI 1010 ou 1020. Cet essai détermine si un composé ou un mélange de composés présente un certain potentiel comme inhibiteur, c 'est-à-dire que c'est un essai de présélection. Les éprouvettes sont similaires au métal dans une installation nouvelle fraîchement nettoyée et ainsi on imite le démarrage dans une telle installation. Cependant, dans une installation qui fonctionne, il existe le problème supplémentaire des produits de corrosion qui agissent en faisant diminuer le cuivre (c'est-à-dire absorbent le cuivre par combinaison chimique), par exemple FeS absorbera les ions de cuivre de la solution de manière à former de la chalcopyrite de formule CuFeS2 qui constitue un faible inhibiteur. Exemple 1 On examine des solutions préparées et qui contiennent divers composés et mélanges de composés, conformément aux indications cidessus. On utilise le mode opératoire pour déterminer l'efficacité des composés en tant qu'inhibiteurs. Les résultats sont indiqués dans le tableau I ci-après. Exemple 2 D'une manière similaire on soumet à des essais les composés suivants, essais dont les résultats sont donnés dans le tableau s. Les valeurs indiquées sous "pourcent d'ihitiion representent les résultats moyens obtenus par reproduction des essais. Les résultats donnés dans le tableau il ci-apràs établissent l'utilIt d'un grand nombre des sels de cuivre énumérés de même que l'eELi- cacité des inhibiteurs de la présente invention pour réduire la corrosion dans diverses solutions de traitement de gaz utilisées industriellement. il y a lieu de comprendre que ces résultats ne définissent pas les limites inférieures des compositions de la présente invention, mais qu'ils indiquent uniquement que ces compositions sont utiles comme inhibiteurs de corrosion.Les limites inférieures sont déterminées par des procédés d'essai indiqués cidessous dans la présente demande. On observe aisément par exemple que l'addition de CuS et S pour maintenir respectivement environ 90 parties par million et 45 parties par million permet de produire une inhibition sensible de la corrosion dans une installation industrielle soumise à une forte corrosion, tandis que la plupart des résultats de laboratoire figurant ci-dessous indiquent qu'une proportion de 100 parties par million d'une combinaison quelconque donne habituellement une protection inférieure à 50 Z. Pour démontrer l'efficacité des compositions d'inhibiteur de corrosion de la présente invention dans d'autres solvants industriels utilisés dans des installations du traitement de gaz on effectue une série d'essais dans lesquels on évalue divers solvants contenant CuCO3 ou CuS, un agent d'oxydation et un ou plusieurs gaz acides. Mode opératoire Les conditions pour essayer les divers solvants, y compris les rapports de gaz, sous forme de rapports en volume, sont décrites dans les tableaux suivants. On verse les solutions saturées, à la concentration utilisée dans des flacons de 118 cm3 dans lesquels on a déjà placé les inhibiteurs et les éprouvettes en acier doux 1020 (préparées comme dans le mode opératoire général) et déjà pesés. On ferme les flacons au moyen de bouchons qui s'adaptent avec un certain jeu et on les place dans un autoclave qu'on maintient alors à 1250C sous une pression totale de 2,8 kg/cm2 de H2S ou de CO2 ou des deux à la fois, pendant 16 heures. Tous les constituants d'inhibiteur sont indiqués en parties de constituant d'inhibiteur par million de parties de milieu d'absorbant. Exemple 3 Solvant utilise : N-méthyldiéthanolamine 45 % + eau 55 Z Rapport du gaz chargé : 0,2 volume C02/volume H2S ( CuC03 : KMnO4 : mm/an : % d'inhibition ) (-------------------:--------------------:---------------------:----------------------) ( -- : -- : 0,98 : 0,0 ) ( : : : ) ( 1000 : 1000 : 0,29 : 71,0 ) ( 1000 : -- : 0,30 : 68,8 ) ( -- : 1000 : 0,16 : -58,5 ) Exemple 4 Solvant utilisé : Diisopropanolamine 45 %, sulfolane 35 %, eau 20Z Rapport du gaz chargé : Saturation par H2S uniquement. ( CuCO3 # KMnO4 mm/an : % d'inhibition ) (--------------------:----------------------:---------------------:-------------------) ( -- : -- : 0,47 : 0,0 ) 25 : 25 : 0,28 : 39,7 ) ( 50 : 500 : 0,08 : 83,1 ) 500 : 500 : 0,14 : 70 ) ( 2500 : 50 : 0,20 : 56,5 ) ( 2500 : 2500 : 0,15 : 68,8 ) ( : : : ) ( 2500 : 5000 : 0,19 : 59,4 ) ( : : : ) Exemple 5 Solvant utilisé : Diglycolamine : (2-(2-aminoéthoxy)éthanol) 60 % + eau 40 % Rapport de gaz chargé : Saturation par H2S uniquement ( CuCO3 : KMnO4 : mm/an : % d'inhibition ) (-------------------:---------------------:------------------------:-------------------------) ( -- : -- : 0,52 : 0,0 ) ( : : : ) ( 50 : 50 : 1,0 : -84 ) ( 50 : 50 : 0,16 : 69,5 ) ( : : : ) ( 500 : 500 : 0,08 : 83,7 ) ( 2500 : 50 : 0,08 : 84,3 ) ( : : : ) ( 2500 : 2500 : 0 > 08 : 84,8 ) 5000 5000 : 0,10 T 80,4 ) Exemple 6 Solvant utilisé : 3-diméthylamino-1,2-propanediol 50 z + eau 56 Z Rapport du gaz chargé : CO2 introduit pendant 30 minutes, H2S introduit pendant 20 minutes.On applique la pression extérieure de H2S pour établir la ptession à 2,8 kg/cm2 CuCO3 : KMnO4 : mm/an : % d'inhibition ) ( : ) ( -- : -- : 0,65 : 0,0 ) ( : : : ) ( 1000 : 1000 : 0,28 : 56,5 ) ( Exemple 7 Solvant utilisé : carbonate de potassium Rapport de gaz chargé : saturation par C02/H2S dans un rapport de 50/50 ( CuCO3 : KMn04 : mm/an : % d'inhibition ) C : ) ( -- : -- : 0,70 : 0,0 ) ( : : : ) ( 1000 : 100 : 0,50 : 27,6 ) ( 1000 : 1000 : 0,47 32,6 ) ( 1000 : 1000 : 0,47 : @2,@ ) ( 1000 : 2000 : 0,38 : 45,0 ) ( : : : ) Les trois tableaux suivants montrent le fait que dans le cas d'une teneur élevée en C02, c'est-à-dire que lorsque C02 est présent seul ou qu'on a des rapports supérieurs à 1:1 du C02 au H2S, les systemes de carbonate de potassium ou de diéthanolamine ne sont pas inhibés de manière efficace. Cependant, lorsque le rapport du C02 au H2S est de 1:1 ou inférieur à 1:1, par exemple de 1:4,5 ou qu'on a H2S seul, il y a inhibition. Exemple comparatif 1 Solvant utilisé : carbonate de potassium Rapport de gaz : C02 seul ( CuS : S : mm/an : % d'inhibition ) ( . ) ( : . : . 1,07 : 0 ) 500 : -- : 1,42 : - 30 ) ( -- : 500 : 2,04 : -86,6 ) 100 100 1,53 : -40 ) ( 500 : 1000 : 1,75 : -58 ) ( : : : ) ( 1000 : 1000 : 2,21 : -104 ) ( 1000 : 3000 : 1,37 : -28 ) ( 3000 : 1000 : 2,67 : -144 ) ( : : : ) ( : : : ) Exemple comparatif 2 Solvant utilisé : diéthanolamine : (DEA) 30 % + eau 70 % Rapport du gaz : C02/H2S 9/1 ( CuCO3 : S : mm/an : % Inhibition ) ( ) ( --- : --- : 0,24 : 0 ) ( 100 : 5000 : 0,58 : -148 ) ( : : : ) ( 500 : 5000 : 0,71 : -205 ) ( 1000 : 5000 : 0,67 : -185 ) ( : : : ) ( 5000 : 5000 : 0,84 : -260 ) ( : : : ) Exemple 8 Solvant utilisé : Diéthanolamine : (DEA) 40 % + eau 60 % Rapport du gaz introduit : CO2/H2S 1/4,5 ( CuCO3 : kMNO4 : mm/an : % d'inhibition ) (--------------:--------------:------------------:---------------------) ( - T 0,37 0,0 ( . ( 25 : 50 : 0,43 : -17,07 ) 25 : 5000 : 0,29 : 19,2 ) : : : ) @ 500 : 25 : 0,20 : 45,0 ) 500 : 1000 : 0,20 : 45,0 ( 500 : 5000 : 0,22 : 38,4 ) 1000 : 50 : 0,24 : 35,4 ( 1000 : 2000 : 0,28 : 23,3 ) ( 5000 : 50 : 0,26 : 29,6 ) ( : : : ) ( : : : ) Exemple 9 Solvant utilisé : Diéthanolamine : (DEA) 80 % + eau 20 % Rapport du gaz : saturation par H2S uniquement ( CuCO3 . KMnO4 : mm/an : % d'inhibition ) (--------------:--------------:------------------:-------------------- ( --- : --- : 0,44 : 0,0 ( : : : ( 1000 : 1000 : 0,14 : 67,2 ) 1000 : 1000 : 0,16 : 62,3 ) : : : ) ( 1000 : 5000 : 0,15 : 65,2 ) 2000 : 1000 : 0,17 : 60,0 ) : : : ) ( 2000 : 2000 : 0,12 : 72,2 ) 5000 : 1000 : 0,18 : 59,07 ( 5000 5 5000 : 61,2 ) Il ressort des résultats ci-dessus que la composition d'inhibiteur à cuivre de la présente invention ne constitue pas un inhibiteur satisfaisant pour la solution de diéthanolamine à moins de 50 Z de diéthanolamine lorsqu'elle est utilisée pour l'adoucissement de gaz acides ayant une teneur élevée en gaz carbonique. De manière similaire, la composition d'inhibiteur présente une utilise té limitée dans des solutions de carbonate de potassium ayant une teneur supérieure à 50 Z en CO2. Cependant, lorsque la teneur en H2S augmente, l'effet inhibiteur est apparent. Exemple 10 Une colonne de fractionnement d'un gaz résiduel dans une raffinerie de taille moyenne fonctionnant à 1210C sur le rebouilleur et avec une solution aqueuse à 17 à 19 % de monoalcanolamine comme absorbant (22 700 litres) est soumise à une forte corrosion et il y a enregistrement d'un taux de corrosion de 0,95 mm/an sur une sonde de contrôle de corrosion à résistance électrique à la sortie du rebouilleur et d'un taux de corrosion de 1,89 et de 2,43 mm/an sur des éprouvettes respectivement à la sortie du rebouilleur et dans l'échangeur en croix du rebouilleur. On constate ce taux de corrosion pendant une période de 5 jours à la suite d'un arret ou d'une interruption périodique.Le sixième jour on ajoute du sulfure de cuivre et du soufre à la solution aqueuse d'amine de manière continue à raison d'environ 22,7 kg de CuS tous les 6 à 8 jours et d'environ 10,9 kg de soufre tous les jours. A partir du sixième jour d'essai. c'est-á-dire le jour de l'addition de l'inhibiteur de corrosion, jusqu'au 12e jour, les taux de corrosion sont respectivement de 0,25 mm/an, 0,12 mm/an et 0,41 mmfan sur la sonde à la sortie du rebouilleur et sur les éprou- vettes à la sortie du rebouilleur et l'échangeur à flux croisés du rebouilleur.A partir du 12e jour jusqu'à la fin de l'essai, les taux de corrosion sont les suivants : ( Jour : sonde à la sortie du éprouvettes à la sortie:Echangeur) ( : rebouilleur (mm/an) : du rebouilleur (mm/an): (mm/an) ) -----:------------------------:-----------------------:---------) ( 12-14 0,05 . 0,03 0,24 ( : . ) ( 19-26: 0,05 : 0,03 : 037 ) ( 27-39: 0,03 : 0,27 : 0,35 ) ( : : : ) ( 39-45: 0,03 : 0,12 : 0,46 ) t : ) Dans plusieurs cas on a laissé le taux de corrosion sur la sonde augmenter jusqu'à environ 0,61 mm/an en interrompant l'addition d'inhibiteur, puis on a recommencé l'addition d'inhibiteur. En l'espace d'une heure après le début de l'addition, la sonde a enregistré un taux de corrosion de 0,03 mm/an ou un taux inférieur. PROCEDES POUR DETERMINER LES TAUX DE CORROSION ET L'EFFICACITE DES INHIBITEURS : Il y a deux procédés qui peuvent être utilisés pour mesurer le taux de corrosion et également l'efficacité des inhibiteurs à base de cuivre de la présente invention en divers points dans les installations qui utilisent des solvants tels que la monoéthanolamine pour éliminer des mélanges de gaz acides, tels que H2S et C02, de courants liquides ou gazeux traités. Le premier procédé consiste à utiliser des éprouvettes métalliques de corrosion. Le second procédé consiste à utiliser une sonde à résistance métallique et un pont de mesure de résistance électrique, comme fabriqués par la société dite "corrosion Monitoring Systems, Inc,, 33 Lincoln Rd à Springfield, New Jersey 07081 aux Etats-Unis d'Amérique.Une très bonne sonde, c'est-à-dire la sonde "F. Jefferies" est particulieremént utile du fait quelle est construite tout en métal et qu'elle ne comporte pratiquement pas de sensibilité aux fluctuations de température. Cette sonde est également mise en vente par la société mentionnée ci-dessus. Une autre sonde qui est également utilisable est fabriquée par la so ciété dite "Magma Corporation", qui fabrique également un pont de résistance qui mesure la corrosion rencontrée par la sonde correspondante. Il n'est pas inhabituel qu on ait différentes parties d'une installation de traitement de gaz, réalisées en des métaux differents. Ainsi, si l'on recherche le taux de corrosion d'une partie particulière de l'installation, il est nécessaire de mesurer la corrosion sur une sonde ou une éprouvette réalisée en ce même alliage et qui a été placée dans la partie en question dans i 'ins- tallation. Un procédé commode d'essai à éprouvette pour de l'acier doux est décrit ci-dessous. On dispose d'essais similaires pour d'autres alliages. En premier,lieu, on produit par usinage une éprouvette du métal correspondant. Les dimensions appropriées sont de 1,27 em x 1527 cm x 0,16 cm. On perce un orifice de 0,95 cm près d'une extrémité de sorte que l'éprouvette puisse être montée sur un support d'éprouvette. Ce support est utilisé pour mettre et maintenir en place l'éprouvette à l'état électriquement isolé par rapport au métal de base de l'installation, dans cette installation à l'emplacement d'intérêt. En deuxième lieu, on nettoie l'éprouvette usinée comme décrit dans le mode opératoire général des essais, on la pèse de manière précise sur une balance à un dizième de mg près et on la monte sur le support d'éprouvette et on la place dans la solution de l'installation. L'environnement corrosif est obtenu au moyen de l'une des nombreuses techniques bien connues. Un procédé de ce genre consiste à insérer l'éprouvette et son support a travers un presse-étoupe et ensuite à travers une soupape ouverte. En troisième lieu, après avoir fait séjourné l'éprouvette, dans le milieu corrosif pendant plusieurs jours, on l'enlève. Le nombre exact de jours n'est pas important sauf que des durées de 20 à 30 jours sont désirables afin de pouvoir accorder une plus grande signification aux taux de corrosion mesurés ; mais on peut utiliser des durées aussi brèves qu'un jour. Des périodes d'essai plus brèves conduisent en général à des taux de corrosion apparente supérieurs à ceux qu'on attendrait d'essais de durée plus longue. L'éprouvette est alors à nouveau nettoyée conformément au mode opératoire suivant On place ltéprouvette métallique corrodée dans une solution à 15 Z de HCl contenant un bon inhibiteur de corrosion acide. Ensuite on suit les mêmes instructions que celles indiquées ci-dessus pour le premier nettoyage de l'éprouvette. Lorsque l'éprouvette est pesée a nouveau, on soustrait son poids de celui de l'éprouvette non soumise à l'essai afin de déterminer la différence de poids. Le poids original diminué du poids final donnera la perte de poids en grammes. En utilisant le procédé suivant, on peut calculer un taux de corrosion pour le système solution-alliage. Taux de corrosion (mm/an) = 4,648 x 10-3 x perte de poids (mg) facteur d'enlèvement x poids de l'éprouvette (g) x durée (jours) 4,648 x 10 3 est le facteur de conversion de mg/dm2/ où jour en mm de pénétration par an pour l'acier doux (1020) Facteur d'enlèvement surface en dm2 de l'éprouvette de référence poids de l'éprouvette de référence en grammes (Pour les éprouvettes utilisées, 0,0176 est le facteur d'enlavement). En quatrième lieu, on ajoute l'inhibiteur de la manière et dans la quantité décrite conformément à la présente invention, dans l'installation et on détermine un nouveau taux de corrosion au moyen du procédé qui vient juste d'être indiqué ci-dessus. En cinquième lieu, on calcule un pourcentage d'inhibition pour la concentration particulière d'inhibiteur utilisée, comme suit % d'inhibition = Taux de corrosion sans inhibition - taux de corrosion avec inhibi tion Taux de corrosion sans inhibition En sixième lieu, on augmente ou on diminue la quantité d'inhibé biteur pour obtenir la protection désirée vis-à-vis de la corrosion comme mesurée par le procédé à l'éprouvette qui vient juste d'être décrit.Habituellement on peut obtenir un taux de corrosion de 0,13 mm/an ; mais la corrosion a été réduite dans le milieu corrosif chaud de 0,51 mm/an à des valeurs inférieures à 0,03 mm/an comme on l'a mesuré au moyen de cette technique et on constate que ces valeurs sont en accord avec les résultats de l'examen de l'installation et les mesures effectués sur d-es éléments spécifiques par un inspecteur de chaudière agréé par l'état. On peut également mesurer le taux de corrosion d'une solution dtune installation en utilisant des sondes métalliques telles que celles décrites ci-dessus. Dans ce cas, la sonde est conçue pour remplacer l'éprouvette décrite ci-dessus. La sonde peut être utilisée directement telle qu'elle est reçue du fabricant chez lequel elle est soumise à un sablage avant son transport ou elle peut être nettoyée avec HCl non inhibé comme décrit ci-dessus au moyen du procédé de nettoyage de l'éprouvette. Après le nettoyage de la sonde de corrosion, elle est insérée dans la solution de l'installation à l'emplacement en question et on laisse l'équilibre de température Stetablir. On effectue une lecture de résistance au moyen d'un pont de mesure de résistance. Le pont vendu par le fabricant de sonde est très commode. En traçant une courbe de la sonde de résistance en fonction du temps, on peut calculer le taux de corrosion au moyen de la pente de cette courbe en utilisant la formule fournie par le fabricant de sonde. Après détermination du taux de corrosion sans inhibition, on ajoute de l'inhibiteur selon la présente invention et on mesure le taux de corrosion et on effectue les calculs comme exposés ci dessus. Il arrive fréquemment qu'il faut beaucoup moins d'inhibiteur que ne le laissent supposer les essais de laboratoire. En fait on a trouvé que des expériences de laboratoire indiquent l'aptitude des inhibiteurs à rendre passifs des métaux nouveaux ou fortement corrodés et que lorsque la passivation est obtenue, il faut beaucoup moins d'inhibiteurs pour réduire au minimum la corrosion. En outre, des essais sur une installation pilote et sur le terrain montrent que les techniques de mesure de la corrosion sur la canalisation en fonctionnement sont requises, ce qui indique le potentiel de corrosion avant la corrosion effective.Un tel système sur la canalisation signalerait ainsi la nécessité d'une concentration supérieure en inhibiteur De ce fait, il est désirable de prévoir dans une installation de traitement de gaz qu'une composition d'inhibiteur industriel pouvant être utilisée au démarrage de I'installation, afin de rendre passives les surfaces métalliques de l'installation pendant le fonctionnement normal, ainsi qu'un procédé pour déterminer les moments appropriés pour l'addition de l'inhibiteur pendant le fonctionnement de l'installation. Les surfaces métalliques de l'installation de traitement de gaz sont rendues passives de manière efficace et on détermine les moments appropriés pour l'addition des quantités corrects de la composition d'inhibiteur par introduction dans le milieu d'absorbant d'un produit obtenu par réaction de monoalcanolamine à une température comprise entre 210C et 1000C avec du soufre et un sulfure inorganique et un agent d'oxydation, ensemble avec du cuivre ou un sel, un sulfure ou un oxyde de cuivre pendant 6 minutes à 20 heures jusqu a ce que le mélange résultant soit stable lorsqu'il est dilué à l'eau. Le soufre ou les composés de soufre sont présents dans un rapport de 3 à 30 parties en poids de cuivre par partie de soufre et en une quantité de I à 40 % en poids de la composition totale.On ajoute cette composition au milieu d'absorbant dans L'unité de traitement de gaz en une quantité suffisante pour avoir au moins 0,0091 g de cuivre et au moins 0,045 g de soufre pour 454 g de milieu d'absorbant par jour. La réaction pour préparer la composition est avantageusement et de préférence effectuée dans une alcanolamine, par exemple la monoéthanolamine, bien qu'elle puisse être effectuée dans d'autres solvants parmi les solvants aminés utilisés dans l'industrie du traitement de gaz, c'est-à-aire la diéthanolamine à une tempé comprise entre atemperature rature/ambiante et environ 1000C pendant une durée suffisante pour produire une composition stable sans précipitation. Avantageusement, on utilise des périodes comprises entre 6 minutes et 20 heures. Le produit ainsi obtenu peut être ajouté dans un courant d'absorbant d'une installation de traitement de gaz, comme par exemple une alcanolamine aqueuse utilisée comme décrit dans le brevet des Etats-Unis d'Amérique n0 3 349 544.L'addition peut être continue ou discontinue mais suffisante en quantité pour maintenir le milieu d'absorbant qui circule dans un état sensiblement non corrosif vis-à-vis des surfaces métalliques de l'installation. En particulier, le produit est ajouté pour obtenir une protection visà-vis de la corrosion des parties de l'installation qui entrent en contact avec la solution à des températures élevées, c'est-à-dire de 930C et des températures supérieures, principalement du régéné- rateur dans lequel sont libérés les gaz acides. La viscosité de l'inhibiteur peut être réglée par addition de petites quantités d'eau pour faciliter le maniement et les additions. La quantité de la composition d'inhibiteur utilisée peut varier considérablement, c'est-à-dire aller de 0,0091 g d'équivalent de cuivre par jour (20 parties par million) à 9,1 g d'équivalent de cuivre (20 000 ppm) par jour pour 454 g d'absorbant et de 0,045 g (100 parties par million d'équivalent de soufre par jour à 91 g (200 000 ppm) d'équivalent de soufre par jour pour 454 g d'absorbant. Les concentrations inférieures allant d'environ 20 100 ppm d'équivalent de cuivre par jour et d'environ 100 à environ 1000 ppm d'équivalent de soufre par jour sont utilisables dans une exploitation industrielle d'une installation qui a été en marche avec l'inhibiteur pendant plusieurs semaines.Les concentrations supérieures allant d'environ 500 à environ 2000 ppm d'é- quivalent de cuivre par jour et d'environ 5000 à environ 20000 ppm d'équivalent de soufre par jour sont les quantités pouvant être nécessaires pour maintenir un état non corrosif, comme détecté par une sonde de corrosion métallique à résistance. Ceci est vrai indépendamment du fait que l'inhibiteur ait juste été introduit dans l'installation ou qu'il ait été utilisé depuis un certain temps efl qu'on fait redémarrer l'installation après une interruption ou un arrêt. L'avantage de la présente composition dinhibiteur consiste en ce qu'elle permet d'ajouter un inhibiteur dans une installar de manière rapide et en des quantités déterminées. Ainsi, la personne qui fait fonctionner l'installation peut suivre l'effet de l'addition et ajouter la quantité correcte d'inhibiteur pour rendre passives les surfaces métalliques de l'installation qui entrent en contact avec l'absorbant. Exemple Il : Préparation de l'inhibiteur Dans une chaudière sous chauffage et agitation qui contient 30,6 kg de monoéthanolamine, on ajoute 14,3 kg de soufre. On chauffe le mélange pendant 1 heure à une température comprise entre 90 et 1000C en agitant. Ensuite, on ajoute 1,36 kg de cuivre métallique sous forme de tronçons de fil de cuivre découpés en agitant, puis on chauffe à une température comprise entre 90 et IOOOC en agitant pendant 1 heure supplémentaire. La solution résultant de ce mode opératoire est filtrée et on la laisse refroidir à température ambiante sans agiter. il ne se forme pas de précipité.Le mélange est stable vis-à-vis d'un chauffage répété et de cycles de congélation entre 1000C et -50 On introduit l'inhibiteur dans le courant riche en monoéthanolamine d'une installation pilote de conditionnement de gaz acide, laquelle traite du gaz acide (gaz naturel présentant des concentrations élevées en H2S et CO2). Les conditions opératoires de l'installation, le taux d'introduction d'inhibiteur et les taux de corrosion sont indiqués ci-dessous. ( : Conditions opératoires ) ( ) ( Rapport H2S/CO2 :9:1 ) ( Chargement 0,6-0,8 mole de gaz acide/mole MEA (I) Concentration de MEA :30 Z en poids dans H2O ) ( Débit à 1,13 litre/minute ) ( Monoéthanolamine totale :38,8 litres ) Absorbeur : :27660C (gradient) ) ( Rebouilleur de la colonne: ) ( de fractionnement :111-1160C ) ( Injection d'inhibiteur : continue ) (-------------------------:-----------) C (I) MEA = Monoéthanolamine Pendant une période de 168,5 heures, on maintient le taux de corrosion à environ 0 mm de pénétration par an, comme dtrnine par un appareil de mesure de la corrosion, avec les quantités de solution d'inhibiteur indiquées dans le tableau III ci-annexe. D'une manière similaire à celle indiquée ci-dessus on remplace le cuivre métallique par 2,04 kg de CuS. Les résultats sont similaires à ceux indiqués ci-dessus. Exemple 12 Dans l'essai suivant on fait fonctionner la même installation pilote en utilisant les taux d'injection d'inhibiteur quotidiens inférieurs pour déterminer si une corrosion a lieu et si tel est le cas, si les additions de quantités supérieures d'inhibiteur peuvent amener l'installation à nouveau dans un état plus passif (moins corrosif). Le tableau IV indique les résultats. Les premières huit entrées du tableau montrent les résultats de l'exemple 1 et les entrées restantes montrent les résultats en utilisant deux taux quotidiens inférieurs, puis deux taux supérieurs. Les taux inférieurs de 0,005 de cuivre et de 0,06 de soufre permettent une corrosion, tandis que le retour à un taux de 0,025 de cuivre et de 0,31 de soufre rétablit un état non corrosif ou passif. TABLEAU I (Témoin: Inhibiteur :% Monoéthanolamine: %H2S : Taux de : (1)) ( : : : : corrosion mm/an : % Inhibition ) (------:--------------------:------------------:--------------------:----------------------:-----------------) ( : : : : : ) Témoin: Aucun : 80 :Saturation à 25 C. : 1,9 : --- ) ( : : : : : ) ( : : : : : ) ( 1 : 1000 ppm CuCO3 : 80 :Saturation à 25 C. : 0,36 : 81 ) ( : 1000 ppm KMnO4 : : : : ) ( : : : : : ) ( : : : : : ) (Témoin: Aucun : 40 :Aspersion pendant : 0,37 : -- ) ( : : :16 heures avec eau/H2S : ) ( : : : : : ) ( : : : : : ) ( 2 : 0,3 g. (1000 ppm) : 40 :idem : 0,028 : 92 ) ( : : : : : ) ( : : : : : ) ( : : : : : ) ( : 0,3 g. (1000 ppm) : : : : ) ( : KMnO4 : : : : ) ( : : : : : ) (------:--------------------:------------------:--------------------:----------------------:-----------------) ( (1) % inhibition = ) ( taux de corrosion (mm/an) sans inhibiteur - taux de corrosion (mm/an) avec inhibiteur ) ( ------------------------------------------------------------------------------------- x 100 ) taux de corrosion (mm/an) sans inhibiteur TABLEAU II 80 % de monoéthanolamine dans de l'eau saturée par H2S à température ambiante (Source de cuivre3ppm. agent d'oxydation ppm: % d'Inhibition (1) ) ( : : (1) ) Source de cuivre, ppm : agent d'oxydation, ppm : % d'Inhibition ) ( : : ) (---------------------:------------------------:---------------------) ( : : ) Cu2S 1000 : KMnO4 1000 : 84,28 ) ( : : (2) ) (CuS 100 : persulfate de K 100: corrosion (2) ) ( : : ) Cus 100 : KMnO4 100 : corrosion ) ( : : (Cus 500 : KMnO4 500 : 90 ( : : Cus 1000 : KMnO4 1000 : 96 ( : : (CuS | 500 : Iodate de K | 500: 91 ) ( : : ) Cus 1000 : Iodate de K 1000 : 90 ( : : ) Cus 500 : Persulfate de K 500 : 88 ( : : ) Cus 500 : Persulfate de K 1000 : 92 ( : : ) (CuS | 500 : Persulfate de K 100O 92 ) (CuS 1000 . Bromate de Na 1000 : 93 ) (CuS 500 : Bromate de Na 100: 93 ) ( : : ) Cus 500 : Chlorate de Na 1000 : 93 ( : : ) Cus 500 : Chlorate de Na 100 : 93 ( : : ) Cus 1000 : H2O2 (30 %) 1000 : 60 ( : : ) (Cu (oxalate)2 1000 :KMnO4 1000: 85 ) ( : : ) Cu (oxalate)2 2000 : KMnO4 1000 : 94 ( : : ) Cu (oxalate)2 5000 : KMnO4 1000 : 94 ( : : (2) ) Cu (oxalate)2 1000 : Persulfate de K 2000 : corrosion ( : : ) (Cu (oxalate)2 2000 : Persulfate de K 5000 : 94 ) ( : : ) Cu (oxalate)2 1000 : H2O2 (30 %) 5000 : 88 ( : : ) Cu (oxalate)2 2000 : H2O2 (30 %) 1000 : 85 ( : : ) Cu (oxalate)2 5000 : H2O2 (30 %) 1000 : 85 ( : : ) Cu (acétate)2 1000 : KMnO4 1000 : 91 ( : : ) Cu (benzoate)2 2000 : KMnO4 1000 : 80 ( : : ) TABLEAU II (Suite) ( (1) ) Source de cuivre, ppm :Agent d'oxydation, ppm: % d'Inhibition ( ) (--------------------------:-----------------:-----:-------------------) ( : : : ) CuB4O7 1000:KMnO4 :1000 : 85 ) ( : : : ) (CuI(P#3)4 2000:KMnO4 :1000 : 80 ) ( : : : ) CuI(P#3)4 1000:KMnO4 :1000 : 35 ) ( : : : ) (Cu (CF3CO2)2 1000:KMnO4 :1000 : 77 ) ( : : : ) CuSO4 1000:Persulfate de K :1000 : 87 ) ( : : : ) (CuSO4 1000:Bromate de Na :1000 : 60 ) ( : : : ) CuSO4 1000:KMnO4 :1000 : 66 ) ( : : : ) (Chromate cuivrique 1000:KMnO4 :1000 : 77 ) ( : : : ) Cu (stéarate)2 1000:KMnO4 :1000 : 62 ) ( : : : ) (Cu (stéarate)2 2000:KMnO4 :1000 : 81 ) ( : : : ) Cu (stéarate)2 2000:KMnO4 :2000 : 85 ) ( : : : ) (Perchlorate cuivreux 1000:KMnO4 :1000 : 64 ) ( : : : ) ( : : : ) (Cu(BF4)2 1000:KMnO4 :1000 : 84 ) ( : : : ) (Perchlorate/cuivrique 1000:KMnO4 :1000 : 75 ) ( : : : ) (Perchlorate cuivrique 2000:KMnO4 :1000 : 83 ) ( : : : ) (Perchlorate cuivrique 5000:KMnO4 :1000 : 95 ) ( : : : ) Acétylacétonate : : : ) (cuivrique ....... 1000:KMnO4 :1000 : 51 ) ( : : : ) ( Acétate cuivreux 1000:KMnO4 :1000 : 84 ) ( : : : ) (Acétate cuivreux : : : ) ( : : : ) Cu2O 1000:Soufre :1000 : 49 ) ( : : : ) (Cu2O 2000:Soufre :1000 : 82 ) ( : : : ) Cu2O 1000:Soufre :2000 : 70 ) ( : : : ) (Cu2O 2000:Soufre :2000 : 75 ) ( : : : ) CuCO3 1000:Soufre :1000 : 37 ) ( : : : ) (CuCO3 2000:Soufre :1000 : 77 ) TABLEAU II (Suite) (Source de : ppm : Agent d'oxyda- : ppm : % d'inhibition(1) ) ( cuivre : : tion : : ) (----------:----------:------------------:-------:----------------------) ( CuCO3 : 2000 : Soufre : 2000 : 72 ) ( : : : : ) ( CuCO3 : 2000 : Soufre : 2000 : 83 ) ( : : : : ) ( Cu(NO3)2 : 1000 : Soufre :1000 : 60 ) Cu(NO3)2 : 1000 : Soufre : 5000 : 46 ) ( CuCO3 : 1000 : KMnO4 :1000 : 90 ) ( : : : : ) ( CuCO3 : 1000 : KMnO4 : 2000 : 80 ) ( : : : : ) ( CuCO3 : 1000 : KMnO4 : 5000 : 75 ) ( : : : : ) ( CuCO3 : 1000 : KMnO4 : 500 : Corrosion ) ( : : : : ) ( CuCO3 : 1000 : K!nO4 : 100 : Corrosion ) ( CuCO3 : 2000 : KMnO4u : 1000 : 91 ) ( : : : : ) ( CuCO3 : 2000 : KMnO4u : 500 : 92 ) ( : : : : ) ( CuCO3 : 2000 : KMnO4u : 100 : 87 ) ( : : : : ) ( CuCO3 : 2000 : KMnO4u : 50 : 86 ) ( : : : : ) ( CuCO3 : 5000 : KMnO4u : 1000 : 91 ) ( : ( CuCO3 : 5000 : KMnO4u : 500 : 90 ) ( : : : : ) ( CuCO3 : 5000 : KMnO4u : 100 : 88 ) ( : : : : ) ( CuCO3 : 5000 : KMnO4u : 50 : 86 ) ( : : : : ) ( CuCO3 : 10000 : KMnO4u : 1000 : 90 ) ( : : : : ) ( CuCO3 : 10000 : KMnO4 : 100 : 89 ) ( : : : : ) CuCO3 : 1000 : Persulfate de K : 2000 : 80 ) ( : : : : ) ( CuCO3 : 2000 : Persulfate de K : 1000 : 81 ) ( : : : : ) CuCO3 : 2000 : Persulfate de K : 2000 : 85 ) ( : : : : ) ( CuCO3 : 1000 : Iodate de K : 1000 : 79 ) ( : : : : ) CuCO3 : 1000 : Bromate de Na : 1000 : 85 ) ( : : : : (2) ) ( CuCO3 : 500 : Persulfate de Na : 500 : Corrosion ) ( : : : : ) CuCO3 : 1000 : Persulfate de Na : 500 : Corrosion ) ( : : : : ) TABLEAU II (Suite) ( Source de cuivre, ppm Agent d'oxydation, ppm % d'inhibition(1)) ( : : ) (-----------:----------:-------------------:----:--------------------) ( CuCO3 : 1000 : Persulface de Na :1000: Corrosion ) ( : : : ) CuCO3 : 2000 : Persulface de Na :1000: 86 ) ( : ) C CuCO3 : 1000 Persulfate de Na :2000: 84 ) ( CuCO 2000 Persulfate de Na : 2000 86 ( CuCO3 : 1000 :Persulfate de Na :5000: 82 ) ( CuCO3 : 1000 : Métapériodate de K:1000: 71 ) ( : : : ) CuCO3 : 1000 : Persulface de Na :1000: 26 ) ( : ) ( CuCO3 1000 Permanganate de Na : 2000: 33 ) ( CuCO3 : 2000 :Permanganate de Na:1000: 75 ) ( CuCO3 : 2000 : Persulface de Na :2000: 81 ) ( : : : ) ( CuCO3 : 1000 :Permanganate de Sr:1000: 66 ) ( : : : : ) CuCO3 : 1000 : Permanganate de Sr 2000 : 82 ) ( : : : : ) ( CuCO3 : 1000 : Permanganate de Sr 5000 : 94 ) ( : : : : ) CuCO3 : 2000 : Permanganate de Sr 2000 : 96 ) ( : : : : ) ( CuCO3 : 5000 : Permanganate de Sr 2000 : 94 ) ( : : : : ) CuCO3 : 1000 : Perborate de Na : 5000 : 68 ) ( : : : : ) ( CuCO3 : 1000 : Permanganate de Zn 1000 : 72 ) ( : : : : ) CuCO3 : 2000 : Permanganate de Zn 1000 : 80 ) ( : : : : ) ( CuCO3 : 1000 :Permanganate de Zn:2000: 59 ) ( : : : : ) CuCO3 : 1000 : Iodate de Ca : 1000 : 75 ) ( : : : : (2)) ( CuCO3 : 1000 : NaHSO3 : 1000 : Corrosion ) ( : : : : ) CuCO3 : 1000 : Chlorate de Na : 1000 : Corrosion ) ( : : : : ) ( CuCO3 : 1000 : Chlorate de Na : 2000 : Corrosion ) ( : : : : ) TABLEAU II (Suite) ( : : (1) Source de cuivre, ppm Agent d'oxydation, ppm % d'inhibition ) ( : : ) (-----------:----------:------------------:----:------------------) ( : : : ) CuCO3 : 1000 : KI :1000: 77 ) ( : : : ) ( : : KMnO4 :1000: ) ( : : : ) CuCO3 : 1000 : H2O2 (30 %) :5000: 63 ) ( : : : ) ( Cu2O : 1000 Persulfate de K :1000: Corrosion(2) Cu2O 1000 Persulfate de K 2000 - 90 ( Cu2O 1000 Persulfate de K :5000: 93 ) Cu2O 2000 .Persulfate de K 2000. 89 ( Cu2O : 2000 Persulfate de K :5000: 93 ) ( : : : : ) Cu2O 1000 KMnO4 1000 Corrosion ) ( : : : : ) ( Cu2O : 2000 : KMnO4 :1000: 44 ) ( : : : : ) Cu2O 2000 : KMnO4 100 : 38 ) ( : : : ) ( Cu2O 1000 Iodate de Ca :1000: 87 ) ( : 1000 : KMnO4 : : ) Cuo 1000 90 ) ( : : : : ) ( Cuo : 1000 : Iodate de Ca :1000: 91 ) ( CuO 1000 :Iodate de K 1000: 95 ) ( CuO : 1000 :Permanganate de Na:1000: 59 ) (Cu(NO3)2 1000 Permanganate de Zn 1000 63 ( CuO : 1000 Persulfate de K :1000: 94 ) ( CuO 1000 ,Bromate de Na 1000: 92 ( Cu(N03)2 : 1000 :Bichromate de Na :1000: 40 ) ( : : : : 49 Cu(NO3)2 1000 Bichromate de Na 5000: ( : : : ( Cu(NO3)2 | 1000 :Br2 :1000: Corrosion ) ( : : : : 49 Cu(NO3)2 1000 I2- 1000 Corrosion ( : : : : ( Cu(N03)2 : 1000 :12 :2000: 6 ) ( : : : : Corrosion Cu(NO3)2 : 1000 : I2- :5000: ( : : : : TABLEAU II (Suite) ( : : : : (1) ) Source de ppm Agent d'oxydation, ppm Z d'inhibition ( cuivre : : : : ) (--------------:-------:--------------------:------:------------------) ( : : : : ) Cu(NO3)2 :1000 : Persulfate de K :5000 : Corrosion ) ( : : : : ) ( Cu(NO3)2 :1000 : Persulfate de K :1000 : Corrosion ) ( : : : : ) Cu(NO3)2 :1000 : Persulfate de Na :1000 : 42 ) ( : : : : ) ( Cu(NO3)2 :1000 : Persulfate de Na :5000 : 50 ) ( : : (2) ) ( Cu(NO3)2 :1000 : Chlorate de Na : 500 : Corrosion ) ( : : ) ( Cu(NO3)2 : 100C Chlorate de Na : 100: Corrosion ) ( : : : : ) Cu(NO3)2 :1000 : Chlorate de Na :1000 : Corrosion ) ( : : : : ) ( Cu(NO3)2 :1000 : Chlorate de Na :5000 : Corrosion ) ( : : : : ) Cu(NO3)2 :5000 : Chlorate de Na :5000 : 88 ) ( : : : : ) ( Cu(N03)2 1000 :Perchlorate de Na :1000: Corrosion ) ( Cu(N03)2 :1000 Perborate de Na : : 1000 30 ( Cu(NO3)2 : 1000 :Perborate de Na :5000: 35 ) ( : : : ) Cu(NO3)2 :1000 : Permanganate de Sr:1000 : 63 ) ( : : : : ) ( Cu(NO3)2 :2000 : Permanganate de Sr:2000 : 91 ) ( : : : : ) Cu(NO3)2 :5000 : Permanganate de Sr:2000 : 95 ) ( : : : : ) ( Cu(NO3)2 :1000 : Permanganate de Sr:2000 : 67 ) ( : : : : ) Cu(NO3)2 :1000 : Permanganate de Sr:5000 : 79 ) ( : : : : ) ( Cu(NO3)2 :1000 : Peroxyde de Na :1000 : Corrosion ) ( : : : : ) Cu(NO3)2 :1000 : Acide périodique :1000 : 20 ) ( : : : : ) ( Cu(NO3)2 :1000 : Persulfate de NH4 :1000 : 16 ) ( : : : : ) Cu(NO3)2 :1000 : Persulfate de NH4 :2000 : Corrosion ) ( : : : : ) ( Cu(NO3)2 :1000 : Persulfate de NH4 :5000 : 28 ) ( : : : : ) Cu(NO3)2 :1000 : KMnO4 :1000 : 72 ) ( : : : : ) ( Cu(NO3)2 :1000 : Permanganate de Ca:1000 : 80 ) ( : : : : ) Cu(NO3)2 :1000 : Iodate de Ca :1000 : 13 ) ( : : : : ) ( Cu(NO3)2 :1000 : Métapériodate de K:1000 : 78 ) ( : : : : ) Cu(NO3)2 :1000 : H2O2 (80 %) :5000 : 45 ) ( : : : : ) ( : : : : ) TABLEAU II (Suite) ( : : : : (1)) Source de cuivre, :ppm :Agent d'oxyda : ppm : % d'inhibition ) ( : : : : ) (----------------------:----:---------------:-----:------------------) ( : : : : ) Cu(NO3)2 :1000:H2O2 (30 %) :1000 : 37 ) ( : : : : ) (Cu(NO3)2 :1000: H202 (30 %) :5000: 68 ( : : : : (2) ) Cu(NO3)2 :1000:Sélénate de Cu :1000 : Corrosion ) ( : : : : ) (Cu(N03)2 :1000: Chlorate de Na :1000: 93 ) ( : : : : ) Chromate cuivrique :1000:KMnO4 :1000 : 77 ) ( : : : : ) (Molybdate cuivrique :2000:KMnO4 :1000 : 70 ) ( : : : : ) Tungstate cuivrique :5000:KMnO4 :1000 : 41 ) ( : : : : ) (Phosphure cuivrique :5000:KMnO4 :1000 : 28 ) ( : : : : ) CuCl2 :1000:KMnO4 : 500 : 92 ) ( : : : : ) (CuCl2 :1000:KMnO4 :1000 : 84 ) ( : : : : ) (CuCl2 :1000:Persulfate de K: 500 : 92 ) ( : : : : ) @2 :10Q0: Iodate de K : 500: 92 ) ( : : : : ) CuI2 :1000:KMnO4 :1000 : 71 ) ( : : : : ) (CuBr2 :1000:KMnO4 :1000 : 77 ) ( : : : : ) (----------------------:----:---------------:-----:------------------) ( (1) comme calculé dans le talbeau I ) ( ) ( (2) La corrosion signifie qu'il n'y a pas d'inhibition, ) ( ) ( c'est-à-dire qu'on ) a un taux de corrosion identique ou ) ( supérieur à celui observé sans inhibiteur. ) I TABLEAU III ( Période de temps : Quantité de composition injectée : Taux d'Equivalent : Taux de corrosion ) ( : : : ) ( (heures) : (cm3) : (cm3/jour) : (mm/an) (1) ) (------------------:----------------------------------:-------------------:-------------------) ( 27 : 143 : 127 : 0,0 ) ( : : : ) ( 24 : 88 : 88 : 0,0 ) ( 23 : 184 : 192 : 0,0 ) ( : : : ) ( 25 : 155 : 148 : 0,0 ) ( 21,5 : 48 : 53 : 0,0 ) ( : : : ) ( 24 : 43 : 43 : 0,0 ) ( 24 : 216 : 216 : 0,0 ) ( : : : ) (------------------:----------------------------------:-------------------:-------------------) ( (1) ) ( mm de pénétration par an, cette mesure étant effectuée par une sonde à résistance ) ( électrique ) ( ) ( ) TABLEAU IV (Période de temps : Quantité de composition : Taux d'Equivalent : Taur journalier : Etat de ) ( (heures) : injectée (cm ) : journalier (cm /jour): (g/jour) : l'instellation ) ( : : : : : ) ( : : : Cu : S : ) ( : : : : ) ( 27 : 143 : 127 : 0,032 : 0,38 : Aucune corrosion) ( 24 : 88 : 88 : 0,022 : 0,26 : Aucune corrosion) ( 23 : 184 : 192 : 0,045 : 0,57 : Aucune corrosion) ( 25 : 155 : 148 : 0,036 : 0,44 : Aucune corrosion) ( 21,5 : 48 : 53 : 0,014 : 0,16 : Aucune corrosion) ( 24 : 43 : 49 : 0,011 : 0,14 : Aucune corrosion) ( 24 : 216 : 216 : 0,054 : 0,64 : Aucune corrosion) ( 6 : 34 : 136 : 0,033 : 0,41 : Aucune corrosion) ( 12 : 10 : 20 : 0,005 : 0,06 : Corrosion ( 12 : 10 : 20 : 0,005 : 0,06 : Corrosion ( 27 : 115 : 102 : 0,025 : 0,31 : Aucune corrosion) ( 9 : 50 : 133 : 0,033 : 0,40 : Aucune corrosion) REVENDICATIONS 1.Composition d'inhibition de corrosion pour un métal ferreux et ses alliages lorsqu'ils sont en contact avec des solutions d'absorbant d'extraction de gaz acide préparées à partir de solvants choisis dans le groupe formé par (a) des alcanolamines ayant la formule où chacun des radicaux R1 et R2 représente un hydrogène ou un groupe -C(R3)2C(R3)2-OH et R3 représente un hydrogène ou un radical alcoyle en Cl 3 ; (b) le l,l-dioxyde de tétrahydrothiophène ; (c) le carbonate de potassium ou (d) des & glycolamines,chacun de ces solvants étant pris seul ou en combinaison avec un ou plusieurs autres, sous forme de solutions aqueuses ou de solutions dans du glycol, la composition d'inhibition précitée se composant essentiellement de :: (e) une source d'ions de cuivre choisie dans le groupe formé par le cuivre métallique, le sulfure de cuivre et des sels de cuivre et (f) une source d'atomes de soufre choisie dans le groupe formé par 1) le soufre, ou 2) lthydrogène sulfuré et/ou COS en combinaison avec un agent d'oxydation qui produit en solution l'atome de soufre, une partie au moins de celui-ci étant du polysulfure, dans les conditions de fonctionnement d'une installation d'extraction de gaz acide qui utilise des techniques de régénération thermique pour séparer le gaz acide combiné de l'absorbant d'extraction, et d'un solvant pour (e) et (f) choisi parmi (a), (b), (c) ou (d). 2. Composition d'inhibition de la corrosion d'un métal ferreux, caractérisée par le fait qu'elle se compose (a) de cuivre sous forme de cuivre métallique, de sulfure de cuivre ou de sel de cuivre ; et (b) d'un agent d'oxydation qui en présence du soufre ou d'un composé contenant du soufre transforme ce soufre en atome de soufre et/ou oxyde le cuivre en ion de cuivre, et une alcanolamine de formule où chacun des radicaux Rl et R2 représente un hydrogène ou un groupe -C(R3)2C(R3)2-OH et R3 représente de l'hydrogène ou un radical alcoyle en Cl 3 3.Composition d'inhibition de la corrosion d'un métal ferreux selon la revendication 1, caractérisée par le fait quelle consiste en cuivre métallique et en un composé donnant des atomes de soufre par réaction avec un agent d'oxydation en solution dans un absorbant d'extraction de gaz acide dans les conditions d'extraction du gaz acide et de régénération de l'absorbant d'extraction. 4. Composition d'inhibition de la corrosion d'un métal ferreux selon la revendication 1, caractérisée par le fait qu'elle se compose de sulfure de cuivre. 5. Composition d'inhibition de la corrosion d'un métal ferreux selon la revendication 1, caractérisée par le fait qu'elle se compose de sulfure de cuivre et d'un agent d'oxydation. 6. Composition d'inhibiteur selon la revendication 5, caractérisée. par le fait que l'agent d'oxydation est du soufre. 7. Composition d'absorption de gaz acide inhibée vis-à- vis de la corrosion, caractérisée par le fait qu'elle se compose d'un solvant choisi dans le groupe formé par des alcanolamines ayant la formule : où chacun des radicaux R1 et R2 représente un hydrogène ou un groupe -CcR3)2CcR3)2-OH et R3 représente un hydrogène ou un radical alcoyle en Cl 3 ; le l,l-dioxyde de tétrahydrothiophène ; le carbonate de potassium ou des diglycolamines, chacun seul ou en combinaison avec un ou plusieurs autres, sous forme de solution aqueuse contenant de 1 à 5000 ppm de cuivre et de 1 à 5000 ppm de soufre, les deux par rapport au poids du solvant, une partie au moins du soufre étant présente sous forme de polysulfure. 8. Composition d'inhibiteur de corrosion selon la revendication 6, caractérisée par le fait que le milieu précité est une alcanolamine. 9. Procédé d'élimination de gaz acides à partir de gaz naturels et synthétiques contenant ces gaz acides par mise en contact des gaz contenant les gaz acides avec une solution d'absorption de gaz préparée à partir de solvants choisis dans le groupe formé par des alcanolamines ayant la formule : où chacun des radicaux Rl et 2représente un hydrogène ou un groupe -C(R3)2C(R3)2-OH et R3 représente un hydrogène ou un radical alcoyle en Cl 3 ; le l,l-dioxyde de tétrahydrothiophène, le carbonate de potassium ou des diglycolamines, chacun seul ou en combinaison avec un ou plusieurs autres, sous forme de solutions aqueuses ou de solutions dans du glycol et par élimination des gaz acides du milieu par chauffage, caractérisé par le fait qu'on maintient en solution dans le milieu précité la composition selon la revendication I de manière à réduire l'attaque corrosive des constituants métalliques de l'appareillage par des gaz acides, appareillage dans lequel sont effectuées l'élimination- des gaz acides et la régénération du milieu. 10. Procédé d'inhibition de la corrosion de métaux en contact avec un milieu d'absorbant qui circule et qui est utilisé pour l'élimination de gaz acides à partir de courants de gaz naturels ou synthétiques dans lequel l'absorbant riche en gaz acides, qui circule, est chauffé afin de libérer les gaz acides, l1absor- bant résultant pauvre en gaz acides étant mis en contact avec le courant de gaz contenant les gaz acides, caractérisé par le fait qu'on introduit dans le milieu précité un produit obtenu en faisant réagir une monoalcanolamine à une température comprise entre 21 et environ 1000C avec du soufre ou un sulfure et un agent d'oxydation, ensemble avec du cuivre ou un sel, un sulfure ou un oxy de de1 cuivre pendant une période de temps comprise entre 6 minutes et environ 20 heures jusqu a ce que le mélange résultant soit stable lorsqu'il est dilué à l'eau, le soufre ou les composés de soufre précités étant présents dans un rapport de 3 à environ 30 parties en poids par partie de cuivre, et en une quantité de I à environ 40 Z en poids de la composition totale, le produit précité étant ajouté au milieu d'absorbant en une quantité qui maintient la présence d'au-moins 0,00002 kg de cuivre et 0,0002 kg de soufre par kg du milieu par jour. Procédé suivant la revendication 1, caractérisé par le fait que le produit précité résulte de la réaction de soufre, de monoéthanolamine et de cuivre ou de sulfure de cuivre à une température comprise entre 90 et IOOOC.