Brevet FR3061038A1 — publié le 20180629

Art Antérieur Habituellement, un catalyseur d'hydrotraitement de coupes hydrocarbonées est mis en oeuvre dans le but d'éliminer les composés soufrés ou azotés ou encore aromatiques contenus dans celles-ci afin de mettre par exemple un produit pétrolier aux spécifications requises (teneur en soufre, teneur en aromatiques etc..) pour une application donnée (carburant automobile, essence ou gazole, fioul domestique, carburéacteur). Il peut également s'agir de prétraiter cette coupe afin d'en éliminer les impuretés ou de l'hydrogéner avant de lui faire subir différents procédés de transformation pour en modifier les propriétés physico-chimiques, tels que par exemple les procédés de reformage, d'hydrocraquage de distillats sous vide, de craquage catalytique, d'hydroconversion de résidus atmosphériques ou sous vide. La composition et l'utilisation des catalyseurs d'hydrotraitement sont particulièrement bien décrites dans l'article de l'ouvrage Catalysis by Transition Metal Sulphides, From Molecular Theory to Industrial Application, de RAYBAUD Pascal et TOULHOAT Hervé, paru aux éditions Technip. Le durcissement des normes de pollution automobile dans la communauté européenne (Journal Officiel de l'Union européenne, L76, 22 mars 2003, Directive 2003/70/CE, pages L76/10-L76/19) a contraint les raffineurs à réduire très fortement la teneur en soufre dans les carburants diesel et les essences (au maximum 10 parties par million poids (ppm) de soufre au 1er janvier 2009, contre 50 ppm au 1er janvier 2005) et des normes analogues ont ou vont être mises en place progressivement partout dans le monde. Par ailleurs, les raffineurs se trouvent contraints d'utiliser des coupes de plus en plus réfractaires aux procédés d'hydrotraitement d'une part parce que les bruts sont de plus en plus lourds et contiennent par conséquent de plus en plus d'impuretés, d'autre part du fait de l'augmentation des procédés de conversion dans les raffineries. En effet, ceux-ci génèrent des coupes plus difficiles à hydrotraiter que les coupes directement issues de la distillation atmosphérique. Par plus difficile à hydrotraiter, on entend habituellement des températures de fonctionnement plus élevées pour atteindre une même teneur en impuretés dans l'effluent, et par voie de conséquence des durées de cycle qui peuvent être réduites. Ces coupes nécessitent des 3061038 2 catalyseurs possédant des fonctions hydrodésulfurantes et hydrogénantes fortement améliorées par rapport aux catalyseurs traditionnels. En outre, les procédés de conversion comme le craquage catalytique ou l'hydrocraquage utilisent des catalyseurs possédant une fonction acide, ce qui les 5 rend particulièrement sensibles à la présence d'impuretés telles que par exemple des composés azotés, et particulièrement de composés azotés basiques. Il est donc nécessaire d'utiliser des catalyseurs de prétraitement de ces coupes de façon à enlever ces composés. Les catalyseurs d'hydrotraitement classiques comprennent généralement un 10 support à base d'au moins un oxyde d'un métal ou de métalloïde et une phase active à base de métaux des groupes VIB et VIII sous leurs formes oxydes et éventuellement un élément dopant tel que le phosphore. La préparation de ces catalyseurs comprend généralement une étape d'imprégnation des métaux et du phosphore sur le support, suivie d'un séchage et éventuellement d'une calcination 15 permettant d'obtenir la phase active sous sa forme oxyde. Dans certains cas, ils peuvent aussi inclure la présence au cours de leur préparation d'additifs organiques. Avant leur utilisation dans une réaction d'hydrotraitement et/ou d'hydrocraquage, les précurseurs catalytiques, sont généralement soumis à une étape de sulfuration 20 afin de transformer les oxydes métalliques en sulfures. Cette étape permet de transformer le précurseur catalytique obtenu par l'un quelconque des modes de préparations connus par l'Homme du métier en un catalyseur sulfuré afin de former son espèce active. C'est aussi une étape nécessaire à l'activation des catalyseurs régénérés. Cette étape d'activation ou de sulfuration est aussi très 25 bien connue par l'Homme du métier. De nombreux procédés de sulfuration ont été décrits dans l'état de la technique. En pratique, on distingue les procédés de sulfuration en phase liquide de ceux en phase gaz. Pour les procédés dits en phase liquide, le précurseur catalytique est traité, en 30 présence d'hydrogène, au moyen d'une phase liquide (généralement un hydrocarbure liquide tel qu'un gazole) comprenant des composés soufrés. Il s'agit 3061038 3 habituellement d'un liquide issu de la distillation atmosphérique et dont la température d'ébullition et/ou les points de coupe sont inférieurs à ceux de la coupe qui est ensuite traitée sur l'unité d'hydrotraitement/hydrocraquage concernée. Ce type de procédé est notamment bien décrit dans la demande de 5 brevet US 4,111,796 ou encore US 4,172,027. On y retrouve la possibilité de sulfurer les catalyseurs avec des agents soufrés tels que des mercaptans, du diméthyl sulfure, du disulfure de carbone, et tout autre composé soufré comprenant entre 1 et 20 atomes de carbone. Des polysulfures tels que TP5370 sont aussi connus comme étant de bons agents sulfurant, comme décrit dans la 10 demande de brevet FR 2572309 ou encore pour les procédés de sulfuration type SulficatO décrits dans les brevets EP 130850, EP 0785022 ou US 4,530,917 dans lesquels l'agent sulfurant est introduit par imprégnation dans le catalyseur sous forme oxyde préalablement à l'étape d'activation classiquement réalisée. Enfin, on trouve aussi la demande de brevet FR 2706326 qui revendique l'utilisation de 15 deux composés soufrés, le premier étant similaire à ceux précités et le second plus difficilement décomposable est utilisé spécifiquement à plus haute température. La demande de brevet EP 0064429 fixe certaines règles pour optimiser la sulfuration, et notamment la mise en oeuvre de sulfurations par paliers de température. 20 Pour les procédés dits en phase gazeuse, le catalyseur est traité par un mélange gazeux contenant du soufre (la plupart du temps, du sulfure d'hydrogène). F.E. Massoth présente notamment une étude très riche sur ce mode de sulfuration dans Journal of catalysis, volume 36, page 164, publié en 1975. Ce type de procédé est avantageusement mis en oeuvre au laboratoire ou ex-situ lorsque les 25 contraintes industrielles ne permettent pas de réaliser la sulfuration sur site ou pour des raisons spécifiques au raffineur. La demande de brevet EP 1 634 939 décrit un procédé de sulfuration réalisé à partir d'un gaz contenant de l'hydrogène sulfuré (H25) et de l'hydrogène (H2), dont la spécificité repose sur, d'une part, un rapport molaire H25 / H2 supérieur à 4 et, d'autre part, une pression partielle d'H25 30 au moins égale à 1 kPa. On trouve également la demande de brevet WO 01/76741 qui décrit un procédé de sulfuration d'un catalyseur sous forme oxyde comprenant aussi un additif 3061038 4 organique et dans lequel le catalyseur est, dans un premier temps, mis en contact avec un liquide organique, puis, dans un second temps, mis en contact avec de l'hydrogène et un composé soufré tel que l'H2S, le liquide organique apportant au moins 40% du soufre total. Le liquide organique est habituellement une coupe 5 pétrolière contenant du soufre, c'est-à-dire issu de la distillation atmosphérique. Dans le même esprit, le document EP 130850 décrit la possibilité d'ajouter au précurseur catalytique, en plus d'un composé soufré, un autre additif organique (par exemple une cétone) avant de réaliser la sulfuration sous hydrogène. Si de nombreux travaux ont récemment permis d'améliorer les performances 10 catalytiques en modifiant les méthodes de préparation du précurseur catalytique, il apparaît également pour l'Homme du métier que modifier le procédé de sulfuration est au moins aussi important, avec l'avantage de pouvoir appliquer celui-ci à n'importe quel catalyseur. Aucun document ne divulgue l'activation d'un catalyseur par une étape de 15 sulfuration de type phase liquide, c'est-à-dire, via une coupe hydrocarbonée, et un composé soufré (autre que ceux présent naturellement dans la coupe hydrocarbonée), la coupe hydrocarbonée ayant au préalable été au moins partiellement hydrotraitée et ne contenant donc plus de soufre, ou du moins dans des proportions faibles ou encore ne contenant alors plus que les composés 20 soufrés les plus réfractaires tels que le dibenzothiophène. L'ensemble des documents connus décrivent en effet la mise en oeuvre de la sulfuration avec une coupe hydrocarbonée non traitée. De manière surprenante, la demanderesse a constaté que la mise en oeuvre d'un procédé de sulfuration d'un précurseur catalytique qui comprend une mise en 25 contact dudit précurseur catalytique en présence d'hydrogène avec une coupe hydrocarbonée au moins partiellement hydrotraitée et un composé soufré autre que ceux présents dans la coupe hydrocarbonée choisie permet de sulfurer le précurseur catalytique plus rapidement et/ou conduit, pour un même temps de sulfuration, à un catalyseur généralement plus actif que ceux obtenus 30 classiquement par les procédés de sulfuration connus de l'Homme du métier, par 3061038 5 exemple en présence d'une coupe hydrocarbonée non hydrotraitée et d'un composé soufré. Description sommaire de l'invention 5 Dans le cadre de la présente invention, les différents modes de réalisation présentés peuvent être utilisés seul ou en combinaison les uns avec les autres, sans limitation de combinaison. Il est précisé que, dans toute la description, l'expression « compris(e) entre ... et ... » doit s'entendre comme incluant les bornes citées. 10 L'invention se rapporte à un procédé de sulfuration d'un précurseur catalytique comprenant un support sur lequel sont déposés au moins un métal du groupe VIB et au moins un métal du groupe VIII, dans lequel on met en contact, en présence d'hydrogène, ledit précurseur avec une coupe hydrocarbonée hydrotraitée 15 comprenant au moins 90% poids de composés hydrocarbures dont la température d'ébullition est comprise entre 30°C et 520°C à presion atmosphérique et un composé soufré ajouté à ladite coupe hydrocarbonée hydrotraitée, la teneur en soufre ajouté étant comprise entre 0,2 et 6% poids par rapport au poids de la coupe hydrocarbonée hydrotraitée, ledit procédé de sulfuration étant mis en 20 oeuvre à une température comprise entre 150 et 400°Q à une pression totale comprise entre 1 et 15 MPa, avec une vitesse volumique horaire (VVH) comprise entre 0,1 h-1 et 5 h-1 et avec un rapport volumique entre le débit total d'hydrogène et le débit de la coupe hydrocarbonée hydrotraitée compris entre 30 et 1400 NI/1. 25 Dans un mode de réalisation préféré, on réalise au moins un palier de sulfuration à une température comprise entre 150 et 400°C. Dans un mode de réalisation préféré, la pression totale est comprise entre 1,5 et 14,5 MPa et le rapport volumique entre le débit total d'hydrogène et le débit de la 30 coupe hydrocarbonée hydrotraitée est compris entre 50 et 1000 NI/1. 3061038 6 Dans un mode de réalisation préféré, la charge hydrocarbonée hydrotraitée présente une teneur en soufre inférieure à 5000 ppm poids et une teneur en azote inférieure à 300 ppm poids, par rapport au poids total de la coupe hydrocarbonée hydrotraitée. 5 Dans un mode de réalisation préféré, la coupe hydrocarbonée hydrotraitée est choisie parmi les coupes gazole, kérosène, essences, ou distillats sous vide, prise seule ou en mélange. 10 Dans un mode de réalisation préféré, la coupe hydrocarbonée hydrotraitée est une coupe gazole présentant au moins 90% des composés dont la température d'ébullition est comprise entre 250°C et 400°C à pession atmosphérique et une teneur en soufre comprise entre 0,1 et 3 000 ppm poids. 15 Dans un mode de réalisation préféré, la coupe hydrocarbonée hydrotraitée est une coupe essence comprenant au moins 90% poids de composés dont la température d'ébullition est comprise entre 30 et 260°C à pression atmosphérique et une teneur en soufre comprise entre 0,1 et 1000 ppm poids. 20 Dans un mode de réalisation préféré, la coupe hydrocarbonée hydrotraitée est une coupe distillat sous vide présentant au moins 80% poids de composés hydrocarbures dont la température d'ébullition est supérieure à 340°C à pression atmosphérique et une teneur en soufre comprise entre 0,1 et 5000 ppm poids. 25 Dans un mode de réalisation préféré, le composé soufré ajouté et mis en oeuvre est choisi parmi le soufre élémentaire, le disulfure de carbone (CS2), les composés organiques soufrés tels que les mercaptans, les sulfures, les disulfures, les polysulfures, les thiophènes, les sulfoxydes, pris seul ou en mélange. 30 Dans un mode de réalisation préféré, le précurseur catalytique comprend un support à base d'alumine ou de silice ou de silice-alumine, au moins un métal du groupe VIB à une teneur exprimée en oxyde comprise entre 3 et 40 % poids et au 3061038 7 moins un métal du groupe VIII à une teneur exprimée en oxyde comprise entre 0,5 et 10 % poids, par rapport au poids total du précurseur catalytique. Dans un mode de réalisation préféré, le précurseur catalytique comprend au 5 moins un élément dopant choisi parmi le phosphore, le bore, et le fluor et/ou au moins un composé organique utilisable lors de la préparation du précurseur catalytique. Dans un mode de réalisation préféré, le métal du groupe VIB est choisis parmi 10 molybdène et le tungstène et le métal du groupe VIII est choisi parmi le cobalt et le nickel. Dans un mode de réalisation très préféré, les métaux du groupe VIB et VIII sont choisis parmi les combinaisons cobalt-molybdène, nickel-molybdène, nickel-15 tungstène ou nickel-cobalt-molybdène, ou nickel-molybdène-tungstène Un autre objet de la présente invention porte sur le catalyseur obtenu par le procédé de sulfuration selon l'invention. 20 Un autre objet de la présente invention porte sur le procédé d'hydrotraitement d'une charge d'hydrocarbures mettant en oeuvre un catalyseur sulfuré par le procédé selon l'invention, le procédé d'hydrotraitement étant réalisé à une température comprise entre 180 et 450°C, à une preoeion comprise entre 0,5 et 30 MPa, avec une vitesse volumique horaire comprise entre 0,1 et 20 h-1 et avec un 25 rapport volumique entre l'hydrogène et la charge d'hydrocarbures compris entre 50 à 5000 NI/1. Description détaillée de l'invention Dans la suite, les groupes d'éléments chimiques sont donnés selon la 30 classification CAS (CRC Handbook of Chemistry and Physics, éditeur CRC press, rédacteur en chef D.R. Lide, 81ème édition, 2000-2001). Par exemple, le groupe 3061038 8 VIII selon la classification CAS correspond aux métaux des colonnes 8, 9 et 10 selon la nouvelle classification IUPAC. Procédé de sulfuration 5 La présente invention concerne un procédé de sulfuration d'un précurseur catalytique comprenant un support sur lequel sont déposés au moins un métal du groupe VIB et au moins un métal du groupe VIII, dans lequel on met en contact en présence d'hydrogène ledit précurseur avec une coupe hydrocarbonée hydrotraitée comprenant au moins 90% poids de composés hydrocarbures dont la 10 température d'ébullition est comprise entre 30°C et 520°C à pression atmosphérique et un composé soufré ajouté à ladite coupe hydrocarbonée hydrotraitée, la teneur en soufre ajouté étant comprise entre 0,2 et 6% poids par rapport au poids de la coupe hydrocarbonée hydrotraitée, ledit procédé de sulfuration étant mis en oeuvre à une température comprise entre 150 et 400°C, 15 avec une vitesse volumique horaire (VVH) comprise entre 0,1 h-1 et 5 h-1, à une pression totale comprise entre 1 et 15 MPa et avec un rapport volumique entre le débit total d'hydrogène et le débit de la coupe hydrocarbonée hydrotraitée compris entre 30 et 1400 NI/1. 20 Selon l'invention, un catalyseur est considéré comme sulfuré lorsque le rapport molaire entre le soufre (S) présent sur le catalyseur et les métaux est supérieur à 60% du rapport molaire théorique correspondant à la sulfuration totale des métaux. 25 Le procédé de sulfuration selon l'invention est de type liquide et peut être réalisé de manière in situ ou ex situ, c'est-à-dire dans ou dehors du réacteur d'hydrotraitement dans lequel le catalyseur sous forme sulfuré est ensuite mis en oeuvre. 30 - Conditions de sulfuration 3061038 9 Le procédé de sulfuration selon l'invention est mis en oeuvre dans un réacteur en appliquant une ou plusieurs rampes de température séparées éventuellement par un ou plusieurs paliers. La température maximale de sulfuration est généralement comprise entre 150 et 400°C, de préférence entre 2C0 et 350°C, et de manière 5 très préférée entre 250 et 330°C. De préférence, on réalise au moins un palier de sulfuration à une température comprise entre 150 et 400°C, de préférence entre 2C0 et 350°C, et de manière très préférée entre 250 et 330°C. De préférence, la durée dudit palier est suffisamment longue pour atteindre le perçage de l'H2S dans l'effluent récupéré en 10 sortie du réacteur de sulfuration. La ou les rampe(s) de température(s) est (sont) généralement comprise(s) entre 1°C par heure et 50°C par heure, de préférence ente 5°C par heure et 30°C par heure. De préférence, la sulfuration est réalisée en deux paliers, un palier intermédiaire, 15 et un palier final. La durée du palier final est comprise entre 0,5 et 24 heures, de préférence entre 2 et 12 heures. La vitesse volumique horaire (VVH) est généralement comprise entre 0,1 h-1 et 5 h-1, de préférence comprise entre 0,3 h-1 et 3 h-1 et de manière très préférée comprise entre 0,5 h-1 et 2 1-1-1. La vitesse volumique horaire (VVH) peut être fixée 20 tout au long de la sulfuration ou peut être augmentée progressivement, ou changée autant de fois qu'il est jugé nécessaire par l'Homme du métier ou que le nécessite l'unité industrielle. La pression totale est comprise entre 1 et 15 MPa, de préférence entre 1,5 et 14,5 MPa, et de manière très préférée, entre 2,5 et 14 MPa. 25 En pratique le rapport volumique (en entrée de réacteur) entre le débit total d'hydrogène et le débit de la coupe hydrocarbonée hydrotraitée est compris entre 30 et 1400 NI/1, de préférence compris entre 50 et 1000 NI/1 et de manière très préférée compris entre 100 et 800 NI/1. Dans ce calcul le débit d'hydrogène est défini dans les conditions normales de pression et de température. 30 - Coupe hydrocarbonée hydrotraitée 3061038 10 Les teneurs en soufre (S), en azote (N) et en aromatique sont mesurées conformément aux normes ASTDM D-4294, ASTDM D-5291, ASTDM D-5186 respectivement. Selon l'invention, la coupe hydrocarbonée mise en oeuvre est préalablement 5 hydrotraitée de manière à réduire d'au moins 50% sa teneur en soufre par rapport à celle avant hydrotraitement, de préférence d'au moins 80% et de manière très préférée d'au moins 90%. La coupe hydrocarbonée hydrotraitée comprend au moins 90% poids de composés hydrocarbures dont la température d'ébullition est comprise entre 30°C 10 et 520°C à pression atmosphérique. De préférence la coupe hydrocarbonée hydrotraitée présente une teneur en azote inférieure à 300 ppm poids. De préférence cette teneur est comprise entre 1 et 300 ppm poids, de manière plus préférée comprise entre 1 et 200 ppm poids, et 15 de manière très préférée, comprise entre 1 et 100 ppm poids par rapport au poids total de la coupe hydrocarbonée hydrotraitée. De préférence la coupe hydrocarbonée hydrotraitée présente une teneur en soufre inférieure à 5000 ppm poids, par rapport au poids total de la coupe hydrocarbonée 20 hydrotraitée. Ladite teneur en soufre est généralement comprise entre 0 et 3000 ppm poids par rapport au poids total de la coupe hydrocarbonée hydrotraitée, de manière préférée comprise entre 0,1 et 1000 ppm poids, de préférence comprise entre 1 et 500 ppm, de manière plus préférée comprise entre 8 et 300 ppm et de manière très préférée comprise entre 8 et 200 ppm poids par rapport au poids total 25 de la coupe hydrocarbonée hydrotraitée. De préférence la coupe hydrocarbonée hydrotraitée présente une teneur en composés aromatiques inférieure à 40% poids, par rapport au poids total de la coupe hydrocarbonée hydrotraitée, et de préférence inférieure à 30% poids. De 30 manière préférée, la teneur en composés polyaromatiques contenant au moins trois noyaux aromatiques est comprise entre 0 et 0,5% poids et de manière très préféré entre 0 et 0,2% poids par rapport au poids total de la coupe 3061038 11 hydrocarbonée hydrotraitée. Enfin, on préfèrera une teneur en composés di-aromatiques inférieure à 10 % poids, de manière préférée, inférieure à 8 %poids et de manière encore plus préférée, inférieure à 6% poids par rapport au poids total de la coupe hydrocarbonée hydrotraitée. 5 De préférence la coupe hydrocarbonée hydrotraitée est choisie parmi les coupes gazole, kérosène, essences, ou distillats sous vide, prise seule ou en mélange. De préférence, la coupe hydrocarbonée hydrotraitée mise en oeuvre est un effluent hydrotraité issu de l'unité pour laquelle le catalyseur sous forme sulfuré sera 10 utilisé, éventuellement après une étape de fractionnement. Selon une variante de l'invention, la coupe hydrocarbonée hydrotraitée est une coupe gazole hydrotraitée, comprenant au moins 90% poids de composés dont la température d'ébullition est comprise entre 250°C et 400°C à pression atmosphérique et dont la teneur en soufre est comprise entre 0,1 et 3 000 ppm 15 poids. De préférence la teneur en soufre est comprise entre 5 et 1000 ppm poids, de manière plus préférée comprise entre 8 et 500 ppm poids et de manière très préférée comprise entre 10 et 300 ppm poids par rapport au poids total de la coupe hydrocarbonée hydrotraitée. La coupe gazole peut être issue d'une unité de cokéfaction (coking selon la terminologie anglo-saxonne), d'une unité de 20 viscoréduction (visbreaking selon la terminologie anglo-saxonne), d'une unité de vapocraquage (steam cracking selon la terminologie anglo-saxonne), d'une unité d'hydrotraitement et/ou d'hydrocraquage de coupes plus lourdes et/ou d'une unité de craquage catalytique (Fluid Catalytic Cracking selon la terminologie anglo-saxonne). Alternativement, la coupe hydrocarbonée correspondante avant 25 hydrotraitement est une coupe gazole issue de la distillation directe du pétrole (ou Straight Run Gasoil selon la terminologie anglo-saxonne). Selon une variante de l'invention, la coupe hydrocarbonée hydrotraitée est une coupe essence hydrotraitée présentant une teneur en soufre comprise entre 0,1 et 30 1000 ppm poids par rapport au poids total de la coupe hydrocarbonée hydrotraitée, de préférence comprise entre 0,1 et 500 ppm poids. De manière plus préférée, la teneur en soufre dans la coupe essence hydrotraitée est comprise 3061038 12 entre 5 et 300 ppm poids et de manière très préférée, comprise entre 8 ppm et 100 ppm poids. Ladite coupe essence comprend au moins 90% poids de composés dont la température d'ébullition est comprise entre 30 et 260°C à pression atmosphérique. 5 De préférence, la coupe essence avant hydrotraitement est directement issue de la distillation atmosphérique, mais il peut aussi d'agir d'une coupe essence oléfinique issue par exemple d'une unité de craquage catalytique (Fluid Catalytic Cracking selon la terminologie anglo-saxonne). 10 Selon une autre variante de l'invention, la coupe hydrocarbonée hydrotraitée est une coupe hydrocarbure "lourde" du type distillat sous vide, qui contient au moins 20% poids et souvent au moins 80% poids de composés hydrocarbures dont la température d'ébullition est supérieure à 340°C à gession atmosphérique. En général, les coupes ont un point d'ébullition T5, mesuré par la méthode ASTM 15 D86, supérieur à 340°C à pression atmosphérique et de préférence supérieur à 370°C à pression atmosphérique, c'est à dire que 95D/0 poids des composés présents dans la coupe ont un point d'ébullition supérieur à 340°C, et mieux encore supérieur à 370°C. La teneur en soufre de ces coupes hydrocarbonées du type distillat sous vide est généralement comprise entre 0,1 et 5000 ppm poids, de 20 préférence comprise entre 30 à 1000 ppm poids, et de manière très préférée entre 50 ppm et 200 ppm poids. Généralement la coupe hydrocarbonée ne contient que de faibles teneurs en métaux (par exemple le nickel et vanadium), et notamment la teneur mesurée est inférieure à 1 ppm poids. La teneur en asphaltènes est généralement inférieure à 25 1 000 ppm poids. La coupe hydrocarbonée "lourde" peut être choisie parmi un distillat issu de la distillation sous vide, ou une coupe provenant d'unités d'extraction d'aromatiques des bases d'huile lubrifiante ou issues du déparaffinage au solvant des bases d'huile lubrifiante, et/ou d'huiles désasphaltées. La coupe hydrocarbonée peut être 30 également une huile désasphaltée ou des paraffines issues du procédé FischerTropsch ou encore tout mélange des coupes précédemment citées. 3061038 13 - Les composés soufrés Les composés soufrés mis en oeuvre dans le procédé selon l'invention, qui sont ajoutés à la coupe hydrotraitée, sont choisis parmi le soufre élémentaire, le disulfure de carbone (CS2), les composés organiques soufrés tels que les 5 mercaptans, les sulfures, les disulfures, les polysulfures, les thiophènes, les sulfoxydes, pris seul ou en mélange. Le composé soufré présente la capacité de se décomposer en donnant naissance à du sulfure d'hydrogène (H2S), lequel, en présence d'hydrogène conduira aux sulfures désirés des métaux présents dans le précurseur catalytique. 10 Le composé soufré est ajouté dans la coupe hydrocarbonée hydrotraitée de façon à ce que la quantité de soufre ajouté soit comprise entre 0,2 et 6% poids par rapport au poids de la coupe hydrocarbonée hydrotraitée, de préférence comprise entre 0,4 et 4% poids, de manière très préférée comprise entre 0,5 et 3% poids Le disulfure préféré est le diméthyle disulfure. 15 Le sulfure d'alkyle préféré est par exemple le sulfure de diméthyle. Les polysulfures utilisables répondent à la formulation suivante : R - S -R' (n) dans laquelle n est compris entre 3 et 7 et où les groupements R et R' sont des radicaux organiques comprenant de 1 à 30 atomes de carbone et sont choisis 20 dans parmi les alkyles saturés ou insaturés, linéaires ou ramifiés, les cycles naphténiques, les aryles, les alkylaryles ou arylalkyles et peuvent contenir un ou plusieurs hétéroatomes. On citera par exemple le ditertiododécylepolysulfure, ou encore le ditertiononylpolysulfure (n=5). Le composé soufré du type mercaptan préféré est le n-butylmercaptan (ou 125 butanethiol). - Le précurseur catalytique 3061038 14 Dans le cadre de l'invention, le précurseur catalytique qui est sulfuré par le procédé selon l'invention comprend un support réfractaire sur lequel sont déposés au moins un métal du groupe VIB et au moins un métal du groupe VIII et dans lequel les métaux sont à un degré d'oxydation différent de 0 et partiellement ou 5 non sulfurés. Selon l'invention, un métal est considéré comme partiellement sulfuré lorsque le rapport molaire entre le soufre (S) présent sur le précurseur catalytique et les métaux est inférieur ou égal à 60% du rapport molaire théorique correspondant à la sulfuration totale des métaux, c'est-à-dire : 10 (S/métaux)précurseur catalytique 0,6 x (S/métaux)théorique avec : - (S/métaux)précurseur catalytique = rapport molaire entre le soufre (S) et les métaux présents sur le précurseur catalytique. - (S/métaux)théorique = rapport molaire entre le soufre et les métaux présent et correspondant à la sulfuration totale des métaux. 15 Ce rapport molaire théorique varie selon le métal considéré, par exemple : - (S/Co) /théorique = 8/9 - (S/Mthéorique = 1/1 - (S/MO)théorique =2/1 20 Le précurseur catalytique peut être choisi parmi : - un précurseur dit « frais » obtenu par imprégnation des métaux des groupes VIB et VIII sur le support et ensuite séché ; - un précurseur dit « frais » obtenu par imprégnation des métaux des groupes VIB et VIII sur le support et ensuite séché et puis calciné ; 25 - un précurseur dit « frais » obtenu par imprégnation des métaux des groupes VIB et VIII en présence d'au moins un additif organique sur le support et ensuite séché; - un précurseur dit « frais » obtenu par imprégnation des métaux des groupes VIB et VIII en présence d'au moins un additif organique sur le 30 support et ensuite séché et enfin calciné ; 3061038 15 - un catalyseur régénéré, c'est-à-dire un catalyseur qui, après utilisation dans une unité catalytique, a été soumis à au moins une étape de calcination afin de brûler le coke ; - un catalyseur régénéré et réjuvéné, c'est-à-dire un catalyseur qui, après 5 utilisation dans une unité catalytique, a été soumis à au moins une étape de calcination suivi d'au moins une étape d'imprégnation des métaux et/ou d'un additif organique puis de séchage avec éventuellement une étape finale de calcination. Le support se présente avantageusement sous forme de billes, d'extrudés, de 10 pastilles, ou d'agglomérats irréguliers et non sphériques dont la forme spécifique peut résulter d'une étape de concassage. Le support peut être à base d'alumine ou de silice ou de silice-alumine. Lorsque le support est à base d'alumine, il contient plus de 50% poids d'alumine 15 par rapport au poids total du support. De préférence le support contient uniquement de l'alumine. De préférence, l'alumine est de l'alumine gamma. Le support d'alumine présente avantageusement un volume poreux total compris entre 0,1 et 1,5 cm3.g-1, de préférence entre 0,4 et 1,1 cm3.g-1. Le volume poreux total est mesuré par porosimétrie au mercure selon la norme ASTM D4284 avec 20 un angle de mouillage de 140°, telle que décrite dais l'ouvrage Rouquerol F.; Rouquerol J.; Singh K. « Adsorption by Powders & Porous Solids: Principle, methodology and applications », Academic Press, 1999, par exemple au moyen d'un appareil modèle Autopore III TM de la marque MicromériticsTM. La surface spécifique du support d'alumine est avantageusement comprise entre 5 25 et 400 m2.g-1, de préférence entre 10 et 350 m2.g-1, de manière plus préférée entre 40 et 350 m2.e. La surface spécifique est déterminée dans la présente invention par la méthode B.E.T selon la norme ASTM D3663, connue de l'homme du métier. Dans un autre cas préféré, le support dudit catalyseur est une silice-alumine contenant au moins 50% poids d'alumine par rapport au poids total du support. La 30 teneur en silice dans le support est d'au plus 50% poids par rapport au poids total 3061038 16 du support, le plus souvent inférieure ou égale à 45% poids, de préférence inférieure ou égale à 40% poids. Lorsque le support dudit précurseur catalytique est à base de silice, il contient plus 5 de 50% poids de silice par rapport au poids total du support. Selon un mode de réalisation, le support contient uniquement de la silice. Selon une variante particulièrement préférée, le support est constitué d'alumine, de silice ou de silice-alumine. 10 Le support peut aussi avantageusement contenir en outre de 0,1 à 50% poids de zéolithe. Dans ce cas, toutes les sources de zéolithe peuvent être incorporées audit support. De préférence, la zéolithe est choisie parmi le groupe FAU, BEA, ISV, IWR, IWW, MEI, UWY et de manière très préférée, la zéolithe est choisie 15 parmi le groupe FAU et BEA, telle que la zéolite Y et/ou bêta. Le support peut également comprendre au moins un métal choisi parmi un métal du groupe VIB et VIII, et/ou au moins un élément dopant choisi parmi le phosphore, le bore, et le fluor et/ou au moins un composé organique utilisables lors de la préparation du précurseur catalytique. 20 Les métaux du groupe VIB et du groupe VIII peuvent notamment être introduits en partie lors de la mise en forme dudit support, par exemple au moment du malaxage d'un gel d'alumine choisi comme matrice du support. Le précurseur catalytique mis en oeuvre dans le procédé selon l'invention présente généralement : 25 - une teneur en métal du groupe VIB comprise entre 3 et 40% poids, de préférence entre 5 et 35 % poids, et de manière plus préférée entre 8 et 30 % poids exprimée en oxyde de métal du groupe VIB par rapport au poids total du précurseur catalytique, - une teneur en métal du groupe VIII comprise entre 0,5 et 10% poids, de 30 préférence entre 1 et 9% poids, et de manière plus préférée entre 2 et 8% 3061038 17 poids, exprimée en oxyde de métal du groupe VIII par rapport au poids total du précurseur catalytique. Les métaux du groupe VIB préférés sont le molybdène et le tungstène. Les métaux du groupe VIII préférés sont des métaux non nobles et en particulier le 5 cobalt et le nickel. De préférence, lesdits métaux préférés sont choisies parmi les combinaisons cobalt-molybdène, nickel-molybdène, nickel-tungstène ou nickelcobalt-molybdène, ou nickel-molybdène-tungstène. La teneur totale en métaux du groupe VIB et du groupe VIII est avantageusement supérieure à 3,5% poids exprimée en oxyde par rapport au poids total du 10 précurseur catalytique. Le rapport molaire métal du groupe VIII sur métal du groupe VIB dans le catalyseur est préférentiellement compris entre 0,1 et 0,8, de préférence compris entre 0,15 et 0,6 et de manière encore plus préférée compris entre 0,2 et 0,5. Selon une variante, le précurseur catalytique comprend du phosphore. De 15 préférence, la teneur en phosphore est comprise entre 0,1 et 20% poids exprimée en P205, de préférence entre 0,2 et 15% poids exprimé en P205, et de manière très préférée entre 0,3 et 10% poids exprimé en P205 par rapport au poids total du précurseur catalytique et le rapport phosphore sur métal du groupe VIB dans le précurseur catalytique est supérieur ou égal à 0,05, de préférence supérieur ou 20 égal à 0,07, de préférence compris entre 0,08 et 1, de préférence compris entre 0,08 et 0,7 et de manière très préférée compris entre 0,08 et 0,5. Selon une variante, le précurseur catalytique a été préparé en utilisant un ou plusieurs composés organiques contenant de l'oxygène et/ou de l'azote et/ou du 25 soufre. De préférence, le composé organique est choisi parmi un composé comportant une ou plusieurs fonctions chimiques choisies parmi une fonction carboxylique, alcool, thiol, thioéther, sulfone, sulfoxyde, éther, aldéhyde, cétone, ester, carbonate, amine, nitrile, imide, oxime, urée et amide. De préférence, le composé organique est choisi parmi le succinate de diméthyle, la y-valérolactone, 30 l'acide 4-hydroxyvalérique l'acide 2-pentenoique, l'acide 3-pentenoique, l'acide 4- pentenoique, l'acide y-cétovalérique, le triéthylèneglycol, le diéthylèneglycol, 3061038 18 l'acide éthylènediaminetétra-acétique (EDTA), l'acide maléique, l'acide citrique, le diméthylformamide, la bicine, la tricine, la 2-acetylbutyrolactone, l'acide 2-(2- hydroxyéthyl)-3-oxobutanoïque, l'acide 3-hydroxy-2-(2-hydroxyéthyl)-2- butenoïque, le 3-oxobutanoate de 2-méthoxyéthyle ou le 3-oxobutanoate de 25 méthacryloyloxyéthyle. Procédé d'hydrotraitement et/ou hydrocraquage Enfin, un autre objet de l'invention se rapporte à l'utilisation du catalyseur sulfuré par le procédé selon l'invention dans des procédés d'hydrotraitement et/ou 10 d'hydrocraquage de charges d'hydrocarbures. Le catalyseur obtenu par le procédé de sulfuration selon l'invention, est avantageusement utilisé pour les réactions d'hydrotraitement et/ou d'hydrocraquage de charges d'hydrocarbures telles que les coupes pétrolières, les coupes issues du charbon ou les hydrocarbures produits à partir du gaz naturel, 15 éventuellement en mélanges ou encore des coupes hydrocarbonée issue de la biomasse. Les catalyseurs sulfurés selon l'invention sont mis en oeuvre dans des réactions d'hydrogénation, d'hydrodéazotation, d'hydrodésaromatisation, d'hydrodésulfuration, d'hydrodéoxygénation, d'hydrodémétallation ou d'hydroconversion de coupes hydrocarbonées. 20 Les charges d'hydrocarbures traitées dans le procédé d'hydrotraitement sont par exemple des essences, des gazoles, des gazoles sous vide, des résidus atmosphériques, des résidus sous vide, des distillats atmosphériques, des distillats sous vide, des fuels lourds, des huiles, des cires et des paraffines, des huiles usagées, des résidus ou des bruts désasphaltés, des coupes provenant des 25 procédés de conversions thermiques ou catalytiques, des coupes lignocellulosiques ou plus généralement des coupes issues de la biomasse, prises seules ou en mélange. Les charges d'hydrocarbures qui sont traitées, et en particulier celles citées ci-dessus, contiennent généralement des hétéroatomes tels que le soufre, l'oxygène et l'azote et, pour les coupes lourdes, elles 30 contiennent le plus souvent également des métaux. 3061038 19 La charge d'hydrocarbure est par exemple une coupe d'hydrocarbures ayant un intervalle de distillation compris entre 30 et 400°C. Par exemple cette charge d'hydrocarbures est une coupe de type gazole ou une coupe du type essence oléfinique issue d'une unité de craquage catalytique (Fluid Catalytic Cracking 5 selon la terminologie anglo-saxonne). Les conditions opératoires utilisées dans les procédés mettant en oeuvre les réactions d'hydrotraitement de coupe hydrocarbonées décrites ci-dessus sont généralement les suivantes : la température est généralement comprise entre 180 et 450°C, et de préférence entre 250 et 440°C, la IDession est généralement 10 comprise entre 0,5 et 30 MPa, et de préférence entre 1 et 18 MPa, la vitesse volumique horaire est généralement comprise entre 0,1 et 20 h-1 et de préférence entre 0,2 et 5 h-1, et avec un rapport un rapport entre le débit d'hydrogène et le débit de la charge d'hydrocarbures compris entre 50 à 5000 NI/1 et de préférence compris entre 80 à 2000 NI/1. 15 Selon un mode d'utilisation, ledit procédé d'hydrotraitement selon l'invention est un procédé d'hydrotraitement, notamment d'hydrodésulfuration (HDS), d'une coupe essence ou gazole réalisé en présence d'au moins un catalyseur sulfuré selon l'invention. Ledit procédé d'hydrotraitement vise à éliminer les composés soufrés présents dans ladite coupe essence ou gazole de façon à atteindre les normes 20 environnementales en vigueur, à savoir une teneur en soufre autorisée jusqu'à 10 ppm. Il permet avantageusement aussi de réduire les teneurs en aromatiques et en azote de la coupe gazole à hydrotraiter. Les exemples qui suivent démontrent le gain d'activité important sur les catalyseurs sulfurés par le procédé selon l'invention par rapport aux catalyseurs 25 de l'art antérieur et précisent l'invention sans toutefois en limiter la portée. Exemples Dans les exemples, ci-après, la coupe F1 est obtenue par prétraitement en lit fixe d'une coupe gazole correspondant à la coupe F2. Ladite coupe F2 est identique à 3061038 20 la coupe gazole mise en oeuvre lors des tests d'hydrodésulfuration décrits dans l'exemple 3. Exemple 1 : Préparation d'un précurseur de catalytique Cl du type CoMoP sur alumine. 5 Sur un support d'alumine présentant une surface BET de 230 m2/g, un volume poreux obtenu par porosimétrie au mercure de 0,78 ml/g et un diamètre moyen des pores de 11,5 nm défini comme le diamètre médian en volume par porosimétrie au mercure et qui se présente sous la forme « extrudé », on ajoute du cobalt, du molybdène et du phosphore. La solution d'imprégnation est préparée 10 par dissolution à 90°C de l'oxyde de molybdène (2434 g) et d'hydroxyde de cobalt (5,34 g) dans 7,47 g d'une solution d'acide phosphorique à 85% dans l'eau. Après imprégnation à sec, les extrudés sont laissés à maturer en atmosphère saturée en eau pendant 12 h à température ambiante, puis ils sont séchés à 90°C pendant 16 heures. Le précurseur catalytique séché ainsi obtenu est noté Cl. Les teneurs en 15 cobalt, molybdène et phosphore, exprimées en oxyde et par rapport au poids total du précurseur catalytique sec Cl sont les suivantes : Mo03 = 22,5 ± 0,2 % poids, Co0 = 4,1 ± 0,1 % poids et P205 = 4,0 ± 0,1 % poids. Exemple 2 : Activation du précurseur catalytique Cl par sulfuration 20 La sulfuration du précurseur catalytique Cl est menée dans un réacteur de type lit fixe. Une rampe unique de température de 16°C par I-eure a été appliquée, avec une vitesse volumique horaire (VVH) de 0.5 1-1-1. La pression totale appliquée est de 3 MPa et le rapport volumique entre l'hydrogène et la coupe hydrocarbonée (hydrotraitée ou non hydrotraitée) est de 150 NI/len entrée de réacteur. 25 La température finale de palier a été fixée à 300°C et la durée a été variée pour chaque procédure/coupe entre 2 heures, 4 heures, 8 heures et 12 heures - Sulfuration du précurseur catalytique Cl selon le procédé de l'invention La procédure de sulfuration, conforme à l'invention, utilise la coupe hydrocarbonée 30 hydrotraitée Fi dont les caractéristiques sont données ci-après. Ladite coupe Fi 3061038 21 contient 176 ppm poids de soufre, 22 ppm d'azote et 14,6% poids de carbone aromatique (mesuré par RMN). La coupe Fi présente les caractéristiques suivantes : 5 - Densité à 15 °C : 0,8432 g/cm3 - Distillation Simulée : 157°c - PI : - 10% : 239°C - 50 % : 311°C - 90% : 362°C 10 - PF : 392°c Dans la coupe Fi est ajouté, avant la mise en oeuvre du procédé de sulfuration, 2% poids de diméthyle-disulfure (DMDS), portant la teneur globale en soufre de la coupe Fi à 1,38 % poids. 15 Tableau 1 : Sulfuration de Cl par e procédé selon l'invention Précurseur Procédure Catalyseur Condition Durée du palier de catalytique sulfuration (heures) Cl P1 C(P1) Fi + DMDS 2 Cl P2 C(P2) Fi + DMDS 4 Cl P3 C(P3) Fi + DMDS 8 Cl P4 C(P4) Fi + DMDS 12 - Sulfuration du précurseur catalytique Cl selon une procédure comparative 20 Les premières procédures de sulfuration non conformes à l'invention, notées P5, P6, P7, et P8, utilisent la coupe F2 et aucun additif de sulfuration supplémentaire. Les secondes procédures de sulfuration non conformes à l'invention, notées P9, P10, P11, et P12 utilisent ladite coupe F2 à laquelle est ajouté 2% poids de 25 diméthyle-disulfure (DMDS), portant la teneur globale en soufre de la coupe F2 à 2,72 % poids. 3061038 22 Ladite coupe F2 initiale contient 13 555 ppm poids de soufre, 115 ppm d'azote et 16,5% poids de carbone aromatique (mesuré par RMN) et présente les caractéristiques suivantes : 5 - Densité à 15 °C : 0,8541 g/cm3 - Distillation Simulée : 160 °C - PI : - 10% : 242 °C - 50% : 317 °C 10 - 90% : 369 °C - PF : 404 °C Tableau 2 : Sulfuration de Cl par un procédé comparatif Précurseur Procédure Catalyseur Condition Durée du catalytique palier de sulfuration (heures) Cl P5 C(P5) F2 (sans DMDS) 2 Cl P6 C(P6) F2 (sans DMDS) 4 Cl P7 C(P7) F2 (sans DMDS) 8 Cl P8 C(P8) F2 (sans DMDS) 12 Cl P9 C(P9) F2 (avec DMDS) 2 Cl P10 C(P10) F2 (avec DMDS) 4 Cl Pli C(P11) F2 (avec DMDS) 8 Cl P12 C(P12) F2 (avec DMDS) 12 15 Exemple 3 : Mise en oeuvre des catalyseurs sulfurés dans une réaction d'hydrodésulfuration Les tests d'hydrodésulfuration est menés sur la coupe F2 dans un réacteur pilote isotherme à lit fixe traversé, les fluides circulant de bas en haut. La réaction d'hydrodésulfuration a été conduit dans les conditions opératoires suivantes : une 20 pression totale de 3 MPa, un volume de catalyseur de 30 cm3, une température de 330 à 360 °C, un débit de coupe de 30 cm3/h correspondant à une vitesse 3061038 23 volumique horaire (VVH) de 1h-1 et avec un débit d'hydrogène de 24 11h, soit un rapport volumique entre l'hydrogène et la coupe F2 de 240 NI/1. Les performances catalytiques d'hydrodésulfuration des catalyseurs obtenus par les différentes procédures de sulfuration sont données dans le Tableau 3. Elles 5 sont exprimées en degrés Celsius par rapport à un catalyseur sulfuré selon une procédure de sulfuration non-conforme à l'invention choisi comme référence et correspondent à l'écart de température à appliquer pour atteindre 50 ppm de soufre dans l'effluent. Une différence de température négative par rapport au catalyseur de référence signifie que la cible de teneur en soufre est atteinte pour 10 une température plus basse et qu'il y a donc un gain d'activité. Une valeur différence de température positive signifie que la cible de teneur en soufre est atteinte pour une température plus élevée et qu'il y a donc une perte d'activité. Tableau 3 : Activité relative à iso-volume en hydrodésulfuration (HDS) de gazole des catalyseurs sulfurés Procédure de Catalyseurs Durée du palier de Activité HDS sulfuration sulfuration (heures) Conforme C(P1) 2 Base + 0.2°C Conforme C(P2) 4 Base - 0.3°C Conforme C(P3) 8 Base - 0.8°C Conforme C(P4) 12 Base - 1°C Non-conforme C(P5) 2 Base + 5.1°C Non-conforme C(P6) 4 Base + 3.5°C Non-conforme C(P7) 8 Base + 1.2°C Non-conforme C(P8) 12 Base Non-conforme C(P9) 2 Base + 1.5°C Non-conforme C(P10) 4 Base + 0.5°C Non-conforme C(P11) 8 Base + 0.2°C Non-conforme C(P12) 12 Base - 0.3°C 3061038 24 Dans le Tableau 3, ci-dessus, l'activité du catalyseur C(P8) sert de base de référence pour évaluer l'activité des autres catalyseurs mis en oeuvre dans la réaction d'hydrodésulfuration. L'activité des catalyseurs lors de la réaction d'hydrodésulfuration est 5 représentative de l'efficacité du procédé de sulfuration des précurseurs catalytiques. Le catalyseur C(P11) activé par sulfuration avec une coupe non hydrotraitée (F2) et avec DMDS atteint une activité comparable au catalyseur C(P8) après 8 heures de palier final de sulfuration. 10 Le catalyseur C(P1) activé par le procédé selon l'invention, en utilisant 2 heures de palier final de sulfuration, a une activité en hydrodésulfuration comparable à celle des catalyseurs C(P8) et C(P11) qui ont respectivement subi 12 heures et 8 heures de palier final de sulfuration. Il apparait donc clairement au vu des activités en hydrodésulfuration des 15 catalyseurs C(P1) à C(P4) présentées dans le tableau 3, que le procédé de sulfuration selon l'invention permet l'obtention de catalyseur ayant une activité similaire au catalyseur de l'art antérieur en un temps de sulfuration plus court. Le procédé selon l'invention permet également de fournir un catalyseur sulfuré plus actif par rapport à ceux obtenus par des méthodes de l'art antérieur à iso-temps 20 de sulfuration. REVENDICATIONS1. Procédé de sulfuration d'un précurseur catalytique comprenant un support sur lequel sont déposés au moins un métal du groupe VIB et au moins un métal du groupe VIII, dans lequel on met en contact en présence d'hydrogène ledit précurseur avec une coupe hydrocarbonée hydrotraitée comprenant au moins 90% poids de composés hydrocarbures dont la température d'ébullition est comprise entre 30°C et 520°C à pression atmosphérige et un composé soufré ajouté à ladite coupe hydrocarbonée hydrotraitée, la teneur en soufre ajouté étant comprise entre 0,2 et 6% poids par rapport au poids de la coupe hydrocarbonée hydrotraitée, ledit procédé de sulfuration étant mis en oeuvre à une température comprise entre 150 et 400°C, avec une vitesse volurrique horaire (VVH) comprise entre 0,1 h-1 et 5 h-1, à une pression totale comprise entre 1 et 15 MPa et avec un rapport volumique entre le débit total d'hydrogène et le débit de la coupe hydrocarbonée hydrotraitée compris entre 30 et 1400 NI/1. 2. Procédé selon la revendication 1 dans lequel on réalise au moins un palier de sulfuration à une température comprise entre 150 et 400°C. 3. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes dans lequel la pression totale est comprise entre 1,5 et 14,5 MPa et le rapport volumique entre le débit total d'hydrogène et le débit de la coupe hydrocarbonée hydrotraitée est compris entre 50 et 1000 NI/1. 4. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes dans lequel la charge hydrocarbonée hydrotraitée présente une teneur en soufre inférieure à 5000 ppm poids et une teneur en azote inférieure à 300 ppm poids, par rapport au poids total de la coupe hydrocarbonée hydrotraitée. 5. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes dans lequel la coupe hydrocarbonée hydrotraitée est choisie parmi les coupes gazole, kérosène, essences, ou distillats sous vide, prise seule ou en mélange. 3061038 26 6. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes dans lequel la coupe hydrocarbonée hydrotraitée est une coupe gazole présentant au moins 90% des composés dont la température d'ébullition est comprise entre 5 250°C et 400°C à pression atmosphérique et une tenir en soufre comprise entre 0,1 et 3 000 ppm poids. 7. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 5 dans lequel la coupe hydrocarbonée hydrotraitée est une coupe essence comprenant au moins 10 90% poids de composés dont la température d'ébullition est comprise entre 30 et 260°C à pression atmosphérique et une teneur en satire comprise entre 0,1 et 1000 ppm poids. 8. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 5 dans lequel la 15 coupe hydrocarbonée hydrotraitée est une coupe distillat sous vide présentant au moins 80% poids de composés hydrocarbures dont la température d'ébullition est supérieure à 340°C à pression atmosphérique et une teneur en soufre comprise entre 0,1 et 5000 ppm poids. 20 9. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes dans lequel le composé soufré mis en oeuvre est choisi parmi le soufre élémentaire, le disulfure de carbone (CS2), les composés organiques soufrés tels que les mercaptans, les sulfures, les disulfures, les polysulfures, les thiophènes, les sulfoxydes, pris seul ou en mélange. 25 10. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes dans lequel le précurseur catalytique comprend un support à base d'alumine ou de silice ou de silice-alumine, au moins un métal du groupe VIB à une teneur exprimée en oxyde comprise entre 3 et 40 % poids et au moins un métal du 30 groupe VIII à une teneur exprimée en oxyde comprise entre 0,5 et 10% poids, par rapport au poids total du précurseur catalytique. 3061038 27 11. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes dans lequel le précurseur catalytique comprend au moins un élément dopant choisi parmi le phosphore, le bore, et le fluor et/ou au moins un composé organique utilisables lors de la préparation du précurseur catalytique. 5 12. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes dans lequel le métal du groupe VIB est choisi parmi molybdène et le tungstène et le métal du groupe VIII est choisi parmi le cobalt et le nickel. 10 13. Procédé selon la revendication 12 dans lequel les métaux du groupe VIB et VIII sont choisis parmi les combinaisons cobalt-molybdène, nickel-molybdène, nickel-tungstène ou nickel-cobalt-molybdène, ou nickel-molybdène-tungstène 14. Catalyseur obtenu par le procédé de sulfuration selon l'une quelconque des 15 revendications précédentes. 15. Procédé d'hydrotraitement d'une charge d'hydrocarbures mettant en oeuvre un catalyseur sulfuré par le procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 13, dans lequel on met en contact la charge d'hydrocarbures et de l'hydrogène 20 avec ledit catalyseur sulfuré, le procédé d'hydrotraitement étant réalisé à une température comprise entre 180 et 450°C, à une preoeion comprise entre 0,5 et 30 MPa, avec une vitesse volumique horaire comprise entre 0,1 et 20 h-1 et avec un rapport volumique entre l'hydrogène et la charge d'hydrocarbures compris entre 50 à 5000 NI/1.