Brevet FR3013723A1 — publié le 20150529

DOMAINE DE L'INVENTION La présente invention concerne la production de combustibles marins à partir d'une coupe hydrocarbonée issue du procédé de craquage catalytique, coupe de type "slurry" partiellement filtrée notée CLO (abréviation de la terminologie anglo-saxone « Clarified oil ») ou décantée notée DO (pour « decanted oil ») contenant, entre autres, des impuretés soufrées, et contenant au moins 80% de composés ayant une température initiale d'ébullition d'au moins 360°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 520°C. Dans la suite du texte, partout où il sera question de coupe de type CLO ou DO, ce sera au sens et avec les caractéristiques précédemment définies. Le craquage catalytique est connu sous le sigle FCC (abréviation de la terminologie anglo-saxonne "Fluid Catalytic Cracking") et RFCC (abréviation de la terminologie anglo-saxonne 15 "Resid Fluid Catalytic Cracking"). Le FCC et le RFCC sont des procédés de conversion de distillats sous vide et/ou de résidus de distillation qui permettent notamment d'obtenir les produits suivants : 20 des gaz légers des gaz de pétrole liquéfiés des coupes essences un distillat léger connu sous le nom de LCO ("Light Cycle Oil") contenant au moins 80% de composés ayant une température initiale d'ébullition d'au moins 200°C, et 25 une température finale d'ébullition d'au moins 300°C, soit un intervalle de distillation typique de 220°C à 350°C un distillat lourd connu sous le nom de HCO ("Heavy Cycle Oil") contenant au moins 80% de composés ayant une température initiale d'ébullition d'au moins 300°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 520°C, soit un intervalle de distillation 30 typique de 350°C à 500°C éventuellement (plutôt pour le RFCC), un résidu ou "slurry" qui est généralement purifié des particules de catalyseur qu'il contient pour obtenir une huile clarifiée ("clarified oil" ou CLO) ou une huile décantée ("decanted oil" ou DO). Ce résidu a généralement un point initial d'ébullition supérieur à 360°C. C'est cette coupe "slurry" qui constitue la charge du présent procédé. L'invention concerne plus particulièrement un procédé de production de combustibles marins 5 et de bases de combustibles marins, ayant de bonnes propriétés de combustion avec une basse teneur en soufre, à partir d'une coupe de type CLO issue d'un FCC ou d'un RFCC. La présente invention a pour objectif de produire des combustibles marins et des bases de combustibles marins respectant les recommandations de la convention MARPOL en termes 10 de teneur en soufre équivalente, et de préférence respectant également la norme IS08217. L'Annexe VI de la convention MARPOL vise à réduire progressivement la teneur en soufre des combustibles marins. A terme, la teneur en soufre équivalente maximale sera de 0,1% m/m dans les Zones de Contrôle des Émissions de Soufre (ZCES ou ECA "Emission Control Areas" selon la terminologie anglo-saxonne) et de 0,5% m/m dans le reste du monde. 15 Parmi les combustibles marins, on distingue dans la norme IS08217 les combustibles de type distillats et les combustibles de type résiduels. Il existe dans ces deux catégories plusieurs grades dont la viscosité est un des éléments principaux de différentiation. 20 Pour les combustibles de type résiduels, la caractéristique reflétant la qualité de la combustion est mesurée par le CCAI (abréviation de la terminologie anglo-saxonne "Calculated Carbon Aromaticity Index"). Formule du CCAI: CCAI = D 1-1( 'log( +0.85}} - S( .6 21( lu +273 25 formule dans laquelle 323 D= désigne la densité à 15°C (kg/m3) V= désigne la viscosité (cST) t = désigne la température (°C) La corrélation entre le caractère aromatique d'un combustible et le retard à l'allumage est connue de l'homme du métier. La formule permettant de calculer le CCAI est décrite dans la dernière révision de la norme IS08217. Cette formule fait notamment intervenir la densité et la viscosité du combustible. Pour l'ensemble des grades de combustibles de type résiduels pour la marine, l'IS08217 préconise un CCAI maximal de 870. EXAMEN DE L'ART ANTERIEUR L'utilisation de fractions hydrocarbonées issues du craquage catalytique comme bases combustibles, notamment comme bases pour combustibles marins, est connue depuis longtemps, en particulier pour abaisser la viscosité des fiouls du fait de la faible viscosité des coupes issues du craquage catalytique. Toutefois, cette utilisation est limitée en proportion dans les pools combustibles, et notamment les pools combustibles marins, du fait du caractère très aromatique des coupes issues du craquage catalytique. Au delà d'une certaine teneur dans le mélange, les propriétés de combustion se dégradent. De plus, les coupes issues du craquage catalytique sont généralement soufrées, et leur incorporation dans les pools combustibles, notamment les pools de combustibles marins, devient de plus en plus problématique pour respecter les spécifications en soufre desdits combustibles recommandées par l'Annexe VI de la convention MARPOL de l'Organisation Maritime Internationale (OMI). On peut citer dans l'art antérieur pertinent les documents suivants : FR2983208 décrit un procédé d'hydrogénation sélective d'une coupe lourde de type HCO et son recyclage vers l'unité de craquage catalytique en vue d'améliorer la production de distillats moyens du craquage catalytique. EP0432235 décrit un procédé d'hydrogénation de LCO, HCO avec recyclage de l'effluent vers le craquage catalytique en vue d'obtenir des coupes essences de meilleures qualité. Aucun de ces documents ne décrit la production d'un combustible ou de bases de combustible à basse teneur en soufre répondant aux nouvelles recommandations de l'Organisation Maritime Internationale, et avec de bonnes propriétés de combustion comme nécessité par la nouvelle version de la norme ISO 8217/2012. La présente invention décrit les conditions de valorisation d'une coupe hydrocarbonée de type "slurry" préférentiellement filtrée, issue du craquage catalytique, ladite coupe "slurry" ayant une teneur en soufre supérieure à 0,5% poids, et contenant au moins 80% de composés ayant une température d'ébullition d'au moins 360°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 520°C, coupe dite CLO. DESCRIPTION SOMMAIRE DE LA FIGURE La figure 1 représente un schéma du procédé selon l'invention dans lequel on a noté (FCC) ou (RFCC) l'unité de craquage catalytique, (FILT) l'unité de filtration de la coupe "slurry", (RDS) et l'unité d'hydrotraitement, (DIST) l'unité de distillation placée en aval de l'unité 15 d'hydrotraitement. La charge "slurry" (notée C) issue de l'unité (FCC) ou (RFCC) alimentée par une charge conventionnelle (A), est introduite dans l'unité de clarification (FILT) de manière à éliminer la majorité des particules de taille inférieure à 20 microns qui sont contenues dans la coupe 20 "slurry". La charge "slurry" clarifiée (notée CLO) résultante a une teneur en fines particules inférieure à 300 ppm et préférentiellement inférieure à 100 ppm. 25 La charge clarifiée (CLO) peut être mélangée avec une des charges suivantes ( notées C') : Résidu sous vide issu de la colonne de distillation sous vide, préférentiellement non hydrotraité, Résidu atmosphérique issu de la colonne de distillation atmosphérique, préférentiellement 30 non hydrotraité, - Distillat sous vide issu de la colonne de distillation sous vide, préférentiellement non hydrotraité, La charge résultant du mélange (C et C', notée C") est introduite dans l'unité d'hydrotraitement (RDS) de laquelle on extrait un effluent (E) qui est envoyé dans une colonne de distillation (DIST) de manière à séparer au moins une fraction gazeuse (F) et une fraction hydrocarbonée liquide (G), ladite fraction liquide constituant un combustible marin au sens de la norme IS08217. La fraction gazeuse (F) rejoint le pool essence (PC) alimenté au moins en partie par l'essence de craquage (B) issue du FCC ou du RFCC. DESCRIPTION SOMMAIRE DE L'INVENTION La présente invention peut être définie comme un procédé de production de combustibles marins à partir d'une charge hydrocarbonée issue d'un craquage catalytique (FCC ou RFCC), charge dite « slurry », et préférentiellement filtrée, dite alors « CLO », ayant une teneur en soufre d'au moins 0,5% en poids, et contenant au moins 80% de composés ayant une température d'ébullition d'au moins 360°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 520°C. Le procédé selon la présente invention permet d'obtenir au moins une fraction hydrocarbonée 20 liquide ayant une teneur en soufre inférieure ou égale à 0,5% en poids et un CCAI inférieur à 870, ledit procédé comprenant les étapes successives suivantes : a) une étape de filtration (FILT) de la coupe "slurry" de manière à éliminer une partie au moins des fines particules qu'elle contient, conduisant à une coupe slurry 25 clarifiée notée CLO, b) une étape d'hydrotraitement (RDS) de la coupe CLO produisant un effluent hydrotraité, c) une étape de séparation (DIST) de l'effluent hydrotraité issu de l'étape (b) pour obtenir une fraction gazeuse (F) et une fraction hydrocarbonée liquide (G), ladite 30 fraction liquide constituant le combustible marin recherché. Selon une variante du procédé de production de combustible marin à partir d'une charge de type CLO, les conditions opératoires de l'étape d'hydrotraitement sont les suivantes : - une température comprise entre 300°C et 420°C, et préférentiellement comprise entre 340°C et 390°C, - une pression absolue comprise entre 5 MPa et 20 MPa, de préférence comprise entre 8 MPa et 18 MPa, ( MPa est l'abréviation de 106 Pascal) - une vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée VVH, qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge dans les conditions standard (1 atmosphère et 15°C) divisé par le volume total de catalyseurs d'hydrotraitement, comprise dans une gamme allant de 0,1 h-1 à 2,5 h-1, préférentiellement de 0,3 h-1 à 0,8 h-1, - une quantité d'hydrogène mélangée à la charge comprise entre 100 et 3000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, préférentiellement entre 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1500 Nm3/m3, Selon une autre variante du procédé de production de combustible marin à partir d'une charge de type CLO, en plus de ladite charge CLO, l'étape d'hydrotraitement (RDS) traite en cotraitement une des charges suivantes prises seule ou en mélange, dans une proportion d'au plus 30% poids par rapport à la charge totale (CLO+ charge co-traitée) : - Gazole de distillation directe atmosphérique ou sous vide, résidus directe - LCO de craquage catalytique, - Gazole de cokéfaction directe atmosphérique ou sous vide, - Gazole de viscoréduction directe atmosphérique ou sous vide, - Gazole d'hydroconversion (hydrotraitement et/ou hydrocraquage) de atmosphérique ou sous vide. - HCO de craquage catalytique - Résidu atmosphérique hydrotraité ou non - Résidu atmosphérique hydroconverti ou non - Résidu sous vide hydroconverti ou non - Résidu sous vide hydrotraité ou non DESCRIPTION DETAILLEE DE L'INVENTION De manière générale, on entend par combustible au sens de l'invention, une charge hydrocarbonée utilisable comme combustible marin au sens de la norme IS08217, et on entend par base de combustible, une charge hydrocarbonée qui, mélangée à d'autres bases, constitue un combustible marin. En fonction de l'origine de ces bases, notamment en fonction du type de pétrole brut et du type de raffinage, les propriétés de ces bases, en particulier leur teneur en soufre et leur viscosité, sont très diverses. La charge hydrocarbonée La charge de type hydrocarbonée est issue d'une unité de craquage catalytique. Elle a une teneur en soufre d'au moins 0,5% en poids, et contient au moins 80% de composés ayant une température d'ébullition d'au moins 360°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 520°C. La charge est donc constituée d'au moins une partie d'une coupe CLO issue d'un procédé de craquage catalytique (FCC ou RFCC). La charge peut également être un mélange de plusieurs coupes CLO et/ou HCO provenant de plusieurs unités de type FCC ou RFCC distinctes. Le procédé de craquage catalytique produisant la charge CLO peut être de type FCC ou RFCC et traiter des charges issues du pétrole de types distillats sous vides ou résidus de distillation. On ne sortirait pas du domaine de l'invention si le craquage catalytique était opéré à partir de charges issues du charbon, de la biomasse, des sables bitumineux ou leurs dérivés, des schistes bitumineux ou leurs dérivés, des huiles de roche mère ou leurs dérivés, pris seuls ou en mélange. Cette charge peut optionnellement être traitée avec au moins une co-charge. On parle alors de co traitement. Parmi les co-charges possibles, on peut citer les coupes de type gazole (contenant au moins 80% de composés ayant une température d'ébullition d'au moins 200°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 300°C) ou gazole sous vide (contenant au moins 80% de composés ayant une température d'ébullition d'au moins 300°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 450°C), ces coupes étant issues de la distillation directe des pétroles ou obtenues à l'issue d'un procédé de conversion (avec ajout d'hydrogène ou réjection de carbone) de charges hydrocarbonées issues du pétrole, du charbon et/ou de la biomasse. 11 peut donc s'agir de coupes gazoles obtenues par : Distillation directe ("straight mn gas-oil" ou SRGO) Craquage catalytique ("light cycle oil" ou LCO) Cokéfaction ("coker gas oil" ou CGO) Viscoréduction ("visbreaker gas oil" ou VBGO) Hydroconversion (hydrotraitement et/ou hydrocraquage) de résidus ("Hydroconverted Gas Oil") 11 peut aussi s'agir de coupes gazoles sous vide obtenues par : Distillation ("vacuum gas oil" ou VGO) Cokéfaction ("coker heavy gas oil" ou HCGO) Viscoréduction ("visbreaker heavy gas oil" ou VBHGO) Hydroconversion (hydrotraitement et/ou hydrocraquage) de résidus ("hydroconverted heavy gas oil") 11 peut aussi s'agir de résidu de distillation : Résidu atmosphérique hydrotraitée ou non Résidu atmosphérique hydroconverti ou non Résidu sous vide hydroconverti ou non Résidu sous vide hydrotraité ou non La charge hydrocarbonée CLO peut représenter au moins 50%, et préférentiellement 70% en poids de la charge hydrocarbonée totale traitée par le procédé selon l'invention. De manière avantageuse, la ou les co-charges, ainsi que les proportions relatives de charge et de co-charge(s), sont choisies de manière à ce que l'étape d'hydrotraitement opère dans des conditions opératoires, préférentiellement plus douces que si la charge était traitée seule (sans co-charge) en vue d'obtenir une même qualité de combustible marin. Étape d'hydrotraitement Dans le cadre de la présente invention, il est entendu que l'étape d'hydrotraitement (RDS) peut être conduite selon toutes les mises en oeuvre connues de l'homme du métier, généralement avec au moins un lit catalytique de type lit fixe et/ou de type lit bouillonnant et/ou de type lit entrainé. La mise en oeuvre préférée comporte au moins un lit fixe. Selon la présente invention, le procédé de traitement de la charge hydrocarbonée issue du craquage catalytique, de type CLO comporte une étape d'hydrotraitement travaillant dans les conditions suivantes : une température comprise entre 300°C et 420°C , et plus préférentiellement entre 340°C et 390°C une pression absolue comprise entre 5 MPa et 20 MPa, de préférence entre 8 MPa et 18 MPa, une vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée VVH, qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge dans les conditions standard (1 atmosphère et 15°C) divisé par le volume total de catalyseurs d'hydrotraitement, comprise dans une gamme allant de 0,1 h-1 à 2,5 h-1, préférentiellement de 0,3 h-1 à 0,8 h-1, une quantité d'hydrogène mélangée à la charge comprise entre 100 et 3000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, préférentiellement entre 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1500 Nm3/m3. Selon un autre mode préféré de réalisation, la charge hydrocarbonée de type CLO issue du craquage catalytique (FCC ou RFCC) est mélangée avant l'étape d'hydrotraitement dans une proportion d'au plus 30% poids par rapport à la charge totale (CLO+ charge co-traitée) avec une ou plusieurs des coupes suivantes : - Gazole de distillation directe atmosphérique ou sous vide résidus directe - LCO de craquage catalytique, - Gazole de cokéfaction directe atmosphérique ou sous vide, - Gazole de viscoréduction directe atmosphérique ou sous vide, - Gazole d'hydroconversion (hydrotraitement et/ou hydrocraquage) de atmosphérique ou sous vide. - HCO de craquage catalytique - Résidu atmosphérique hydrotraitée ou non - Résidu atmosphérique hydroconverti ou non - Résidu sous vide hydroconverti ou non - Résidu sous vide hydrotraité ou non 15 Les catalyseurs d'hydrotraitement utilisés sont généralement des catalyseurs granulaires comprenant, sur un support, au moins un métal ou composé de métal ayant une fonction hydrodéshydrogénante. Ces catalyseurs peuvent avantageusement être des catalyseurs comprenant au moins un métal du groupe VIII, choisi généralement dans le groupe constitué 20 par le nickel et le cobalt, et/ou au moins un métal du groupe VIB, de préférence du molybdène et/ou du tungstène. On peut employer par exemple un catalyseur comprenant de 0,5% à 10% en poids de nickel, de préférence de 1% à 5% en poids de nickel (exprimé en oxyde de nickel NiO), et de 1% à 25 30% en poids de molybdène, de préférence de 5% à 20% en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène Mo03) sur un support minéral. Ce support peut par exemple être choisi dans le groupe constitué par l'alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie, les argiles et les mélanges d'au moins deux de ces minéraux. 30 Étape de séparation de l'effluent d'hydrotraitement Le procédé selon l'invention comprend une étape de séparation (DIST) de l'effluent de l'étape d'hydrotraitement, permettant l'obtention d'au moins une fraction gazeuse et au moins une 5 fraction hydrocarbonée liquide. L'étape de séparation de l'effluent de l'étape d'hydrotraitement comprend généralement une distillation atmosphérique et/ou une distillation sous vide. Avantageusement, l'étape de séparation comprend une distillation atmosphérique permettant l'obtention d'une fraction 10 liquide. A l'issue de l'étape de séparation, on obtient une fraction hydrocarbonée liquide (G) ayant une teneur en soufre inférieure ou égale à 0,5% en poids, préférentiellement inférieure ou égale à 0,3% en poids, et plus préférentiellement encore inférieure ou égale à 0,1% en poids. 15 Cette fraction hydrocarbonée liquide constitue la base de combustible marin ou directement un combustible marin, au sens de la présente invention. Avantageusement, la totalité de l'effluent hydrocarboné liquide obtenu à l'issue de l'étape de 20 séparation (DIST), a une teneur en soufre inférieure ou égale à 0,5% en poids, et préférentiellement inférieure ou égale à 0,3% en poids. EXEMPLES SELON L'INVENTION 25 Les exemples suivants illustrent l'invention sans toutefois en limiter la portée. On traite une coupe issue d'un craquage catalytique de type CLO contenant 95% en poids de composés bouillant à une température supérieure à 360°C, ayant une masse volumique à 15°C de 1,117 g/cm3, une viscosité de 32,0 cSt à 70°C et une teneur en soufre de 3,70% en poids. 30 Sans hydrotraitement, cette charge ne constitue pas un combustible marin au sens de la norme ISO 8217. En examinant la révision 2012 de la norme IS08217, on constate qu'à la fois la masse volumique et la teneur en soufre de la charge sont trop élevées. La charge est donc soumise à une étape d'hydrotraitement (RDS), qui va permettre à la fois de 5 diminuer la teneur en soufre et de diminuer la masse volumique de la charge. Les conditions opératoires sont données dans le tableau 1 ci-dessous. CatalyseursHDM/ catalyseur HDS ratio 1/5 volumique H2 / HC entrée section lit fixe hors 600 consommation H2 (Nm3 / m3 de charge fraîche) 10 Tableau 1 : Conditions opératoires de l'étape d'hydrotraitement Plusieurs expérimentations ont été menées : Casl - une étape d'hydrotraitement (RDS) traitant la charge CLO à la pression de 18 MPa. 15 Cas 2 - une étape d'hydrotraitement (RDS) traitant la charge CLO à la pression de 8 MPa. Cas 3 - une étape d'hydrotraitement (RDS) traitant la charge CLO et une co-charge de type résidu sous vide "straight run" à hauteur de 10% poids à la pression à 8 MPa. Pour chaque expérimentation, les effluents de la section hydrotraitement sont ensuite soumis à 20 une étape de séparation permettant de séparer les gaz et les liquides au moyen de séparateurs et de colonnes de distillation atmosphérique. Parmi les liquides, les composés bouillant à une température supérieure à 200°C constituent la base combustible sur laquelle sont effectuées les analyses (soufre, viscosité et CCAI). 25 Casl Cas 2 Cas 3 Composition de la charge 100% 100% 90% CLO + 10% VR CLO CLO SR Teneur en soufre de la charge (% m/m) 3,70 3,70 3,59 Masse volumique à 15°C de la charge (kg/m3) 1117 1117 1104 Viscosité de la charge à 50°C (cSt) 47,2 47,2 60 CCAI de la charge 1004 1004 988 Température (°C) 370 390 380 Pression partielle H2 (MPa) 18 8 9 VVH (en h-u) 0,3 0,5 0,5 Rendement base combustible (% m/m) > 95 > 95 > 95 Teneur en soufre de la base 0,04 0,09 0,1 combustible (% m/m) masse volumique à 15°C de la base combustible (kg/m3) 986 995 978 viscosité de la base combustible à 50°C (cSt) 140 376 390 CCAI de la base combustible 859 856 840 Tableau 2 : Tableau comparatif étape d'hydrotraitement Les 3 cas sont conformes à la présente invention. - Le cas 1 opère l'étape d'hydrotraitement à une pression de 18 MPa, une température de 370°C, et une VVH de 0,3h-1 et produit une base combustible obtenue a un CCAI inférieur à 860. Du fait de ce CCAI, de la faible teneur en soufre, de la densité et de la viscosité inférieures aux spécifications du grade RME de la norme IS08217, la base combustible obtenue selon l'expérimentation 1 peut être directement valorisée en combustible marin de type RME (pouvant à terme être utilisée dans les ZCES du fait de la très faible teneur en soufre inférieure à 0,1 % m/m).15 - Le cas 2 opère l'étape d'hydrotraitement à une pression de 8 MPa, une température de 390°C, et une VVH de 0,5h-1 et produit une base combustible obtenue a un CCAI inférieur à 860. Du fait de ce CCAI, de la faible teneur en soufre, de la densité et de la viscosité inférieures aux spécifications du grade RMK de la norme IS08217, la base combustible obtenue selon l'expérimentation 2 peut être directement valorisée en combustible marin de type RMK (pouvant à terme être utilisée dans les ZCES du fait de la très faible teneur en soufre inférieure à 0,1 % m/m). - Le cas 3 est un cas illustrant le co-traitement de la charge CLO avec un résidu sous vide de distillation directe (dit "straight run"), possédant de bonnes caractéristiques, notamment un CCAI inférieur à 860, et peut donc être valorisé en combustible marin de type RMG (pouvant à terme être utilisée dans les ZCES du fait de la très faible teneur en soufre inférieure à 0,1 % m/m).15 REVENDICATIONS1) Procédé de production de combustibles marins à partir d'une charge hydrocarbonée issue d'une unité de craquage catalytique, charge dite « slurry », ayant une teneur en soufre d'au moins 0,5% en poids, et contenant au moins 80% de composés ayant une température d'ébullition d'au moins 360°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 520°C, procédé permettant d'obtenir au moins une fraction hydrocarbonée liquide ayant une teneur en soufre inférieure ou égale à 0,5% en poids et un CCAI inférieur à 870, ledit procédé comprenant les étapes successives suivantes : a) une étape de filtration (FILT) de la coupe "slurry", de manière à éliminer une partie au moins des fines particules qu'elle contient, aboutissant à une coupe filtrée dite CLO, b) une étape d'hydrotraitement (RDS) de la charge CLO éventuellement en co traitement avec une autre charge hydrocarbonée produisant un effluent hydrotraité, c) une étape de séparation (DIST) de l'effluent hydrotraité issu de l'étape d'hydrotraitement (RDS) pour obtenir au moins une fraction gazeuse F et une fraction hydrocarbonée liquide G, ladite fraction liquide constituant un combustible marin au sens de la norme IS08217. 2) Procédé de production de combustible marin à partir d'une charge de type CLO selon la revendication 1, dans lequel les conditions opératoires de l'étape d'hydrotraitement (RDS) sont les suivantes : une température comprise entre 300°C et 420°C, et plus préférentiellement entre 340°C et 390°C, une pression absolue comprise entre 5 MPa et 20 MPa, de préférence entre 8 MPa et 18 MPa, une vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, (VVH définie comme étant le débit volumétrique de la charge dans les conditions standard (1 atmosphère et 15°C) divisé par le volume total de catalyseurs d'hydrotraitement), comprise dans une gamme allant de 0,1 h-1 à 2,5 h-1, préférentiellement de 0,3 h-1 à 0,8 h-1,- une quantité d'hydrogène mélangée à la charge comprise entre 100 et 3000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, préférentiellement entre 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1500 Nm3/m3, 3) Procédé de production de combustible marin à partir d'une charge de type CLO selon la revendication 1, dans lequel en plus de la charge CLO, l'étape d'hydrotraitement (RDS) traite en co-traitement une des charges suivantes prises seule ou en mélange, dans une proportion d'au plus 30% poids par rapport à la charge totale (CLO+ charge co-traitée) : - Gazole de distillation directe atmosphérique ou sous vide - LCO de craquage catalytique, - Gazole de cokéfaction directe atmosphérique ou sous vide, - Gazole de viscoréduction directe atmosphérique ou sous vide, - Gazole d'hydroconversion (hydrotraitement et/ou hydrocraquage) de résidus directe atmosphérique ou sous vide. - HCO de craquage catalytique - Résidu atmosphérique hydrotraitée ou non - Résidu atmosphérique hydroconverti ou non - Résidu sous vide hydroconverti ou non - Résidu sous vide hydrotraité ou non