Brevet FR3056598A1 — publié le 20180330

La présente invention concerne de traitement d'une charge d'hydrocarbures en C5+ contenant des hydrocarbures mono-oléf iniques, dioléfiniques et soufrés. Le procédé permet de traiter notamment des coupes hydrocarbures de type essence afin d'en améliorer la qualité pour qu'elles puissent être valorisées par exemple au pool essence ou dans une unité aromatique de la raffinerie. Le procédé s'applique en particulier à des charges d'hydrocarbures désignés par le terme "essence de pyrolyse". Etat de la technique Les essences de pyrolyse et de vapocraquage contiennent en effet des composés générateurs de gommes que sont les dioléfines en mélange avec des composés mono- oléf iniques et des composés aromatiques. Il est donc nécessaire d'hydrogéner sélectivement ces dioléfines et éventuellement les composés styréniques au travers d'une étape, que l'on appelle également hydrogénation première étape, avant de les traiter catalytiquement afin d'éliminer les autres impuretés (e.g. les métaux lourds et le soufre) contenus dans ces essences. Par exemple pour une coupe hydrocarbures C5 - 200°C, les conditions d'opération de cette première étape se situent généralement entre 80 et 160 °C (selon le catalyseur employé) et sous une pression totale comprise entre 2 et 3,5 MPa. Les catalyseurs les plus répandus pour l'hydrogénation première étape sont à base de palladium ou de nickel. Cette première étape produit une coupe hydrocarbures débarrassée de ses dioléfines mais riche en composés aromatiques et en composés mono-oléfiniques ainsi que des composés soufrés. Il convient de traiter la coupe d'hydrocarbures afin d'abaisser la teneur en composés mono-oléfiniques et soufrés avant l'étape d'extraction des aromatiques par exemple. L'hydrogénation des oléfines et la décomposition des composés soufrés fait généralement intervenir deux catalyseurs distincts : le premier permettant d'hydrogéner les mono-oléfines en paraffines, et le second permettant d'hydrogénolyser les composés soufrés. L'hydrogénation des mono-oléfines utilise par exemple des catalyseurs supportés ayant une phase active bimétallique nickel/molybdène ou nickel/tungstène sulfurés. Pour l'hydrogénolyse des composés soufrés on emploie généralement des catalyseurs supportés ayant une phase active bimétallique cobalt/molybdène sulfurés. Les composés soufrés incluent des produits de nature thiophéniques qui sont connus pour être des composés réfractaires, ce qui rend nécessaire d'imposer des conditions opératoires sévères (température et pression d'hydrogène élevées). Par exemple pour une coupe C5 - 200°C, la 3056598 2 réaction a lieu pour une température moyenne comprise entre 300 et 380°C, pour une pression totale entre 2,5 et 3,5 MPa. Ce procédé comporte également une étape de séparation des coupes hydrogénées pour séparer la coupe C5 (destinée par exemple au pool essence) de la coupe C6 + (destinée par 5 exemple à l'extraction des aromatiques). Cette étape est réalisée à l'aide d'une colonne de distillation, qui est également appelée "dépentaniseur" par l'homme de l'art. Les conditions opératoires du dépentaniseur sont les suivantes : - une pression opératoire comprise entre 0,4 et 1,0 MPa; - une température en fond de colonne comprise entre 120 et 190°C. 10 La puissance de rebouillage de cette colonne représente une part importante de la consommation de vapeur du procédé d'hydrotraitement des essences de pyrolyse. Ainsi un but de la présente invention est de proposer un procédé de traitement d'une essence de pyrolyse contenant des hydrocarbures mono-oléf iniques, dioléfiniques et soufrés qui soit amélioré en termes de consommation énergétique. 15 Résumé de l'invention L'invention a pour objet un procédé de traitement d'une essence de pyrolyse C5+ contenant des hydrocarbures mono-oléf iniques, dioléfiniques et soufrés, comprenant au moins et dans un ordre indifférent: a) une étape où l'on hydrotraite l'essence de pyrolyse ou une coupe hydrocarbures C6+ 20 issue de l'essence de pyrolyse, en présence d'hydrogène et au moins un catalyseur d'hydrotraitement à une température comprise entre 220 et 380°C de manière à produire un effluent hydrotraité; b) une étape où l'on sépare l'essence de pyrolyse ou l'effluent hydrotraité issu de l'étape a) lorsque cette dernière est réalisée avant l'étape b), dans une colonne de séparation en 25 une coupe hydrocarbures C5- de tête et une coupe hydrocarbures C6+ de fond, ladite colonne de séparation comportant une section de rebouillage incluant un premier et un second échangeurs de chaleur, au moins l'un des échangeurs étant configuré pour réaliser un échange de chaleur avec une partie de la coupe de fond qui est recyclée dans la colonne via la section de rebouillage, et dans lequel on alimente l'un des échangeurs 3056598 3 de chaleur de la section de rebouillage avec au moins une partie de l'effluent hydrotraité de manière à fournir une partie de la chaleur nécessaire au fonctionnement de la section de rebouillage. Le procédé selon l'invention répond bien à l'objectif de limiter la consommation de chaleur du 5 procédé de traitement en réalisant une récupération d'une partie de la chaleur contenue dans l'effluent d'hydrotraitement afin de satisfaire en partie les besoins énergétiques nécessaires au fonctionnement de la colonne de séparation (dépentaniseur) en utilisant une source de chaleur interne au procédé présentant un niveau de température compatible avec la température de rebouillage au fond de la colonne. Par ailleurs, il a été trouvé de façon 1 surprenante que la récupération de chaleur pour la colonne, directement en sortie du réacteur d'hydrotraitement, permet également de limiter la consommation de chaleur et d'utilité froide au niveau de la section d'hydrotraitement, renforçant ainsi le bénéfice apporté par la baisse de la consommation de chaleur pour la colonne de séparation. Dans le cadre de l'invention, on entend par le terme " C5-" désigner une coupe contenant 15 des hydrocarbures ayant au moins 5 et moins de 5 atomes de carbone par molécule d'hydrocarbure. On entend par le terme " C5+" désigner une coupe contenant des hydrocarbures ayant au moins 5 et plus de 5 atomes de carbone par molécule d'hydrocarbure. On entend par le terme " C6+" désigner une coupe contenant des hydrocarbures ayant au 20 moins 6 et plus de 6 atomes de carbone par molécule d'hydrocarbure. Le terme "mono-oléfine" et ses dérivés désignent des molécules d'hydrocarbure comprenant une seule double liaison carbone-carbone. Le terme "dioléfine" et ses dérivés désignent des molécules d'hydrocarbure comprenant deux double liaisons carbone-carbone. De préférence l'autre échangeur de chaleur, c'est-à-dire l'échangeur de chaleur non alimenté 25 par une partie de l'effluent hydrotraité, est alimenté avec un fluide à l'état gazeux condensable. De préférence, le fluide gazeux est de la vapeur sous pression. Selon un premier mode de réalisation, les premier et second échangeurs de chaleur sont disposés en série de sorte que la coupe de fond qui est recyclée dans la colonne traverse successivement les premier et second échangeurs de chaleur. 3056598 4 Alternativement, les premier et second échangeurs de chaleur sont disposés en parallèle de sorte qu'une partie de la coupe de fond recyclée dans la colonne traverse le premier échangeur de chaleur et l'autre partie de la coupe de fond recyclée dans la colonne traverse le second échangeur de chaleur. 5 Selon un autre mode de réalisation du procédé, on envoie la coupe de fond recyclée dans la colonne à travers l'échangeur de chaleur alimenté par un fluide gazeux condensable, on récupère un flux partiellement condensé dudit échangeur de chaleur et on envoie le flux partiellement condensé à travers l'échangeur de chaleur alimenté avec l'effluent hydrotraité de manière à vaporiser au moins partiellement ledit flux. 10 Selon un mode de réalisation, lorsque l'étape b) est réalisée après l'étape a), le procédé comprend une étape c) dans laquelle on envoie la coupe de fond non recyclée issue de l'étape b) dans une unité d'extraction d'hydrocarbures aromatiques. Alternativement, lorsque l'étape b) est réalisée avant l'étape a), le procédé comprend une étape c') dans laquelle on envoie l'effluent hydrotraité (c'est-à-dire la coupe C6+ hydrotraitée) 15 dans une unité d'extraction d'hydrocarbures aromatiques. L'étape a) met en oeuvre de préférence un catalyseur d'hydrogénation sélective des hydrocarbures mono-oléfiniques et/ou dioléfiniques. Alternativement l'étape a) met en oeuvre un catalyseur d'hydrodésulfuration. Selon un mode de réalisation préféré, l'étape a) met en oeuvre successivement un catalyseur d'hydrogénation sélective des mono-oléfines et un 20 catalyseur d'hydrodésulfuration. Dans ce mode de réalisation, les catalyseurs d'hydrogénation et d'hydrodésulfuration sont disposés dans un même réacteur ou dans deux réacteurs agencés en série. Il est bien entendu possible de mettre en oeuvre un ou plusieurs lits successifs de catalyseurs permettant la réaction catalytique souhaité. L'étape d'hydrotraitement peut utiliser un réacteur en lit mobile ou fixe de catalyseur, de préférence 25 en lit fixe. De manière préférée, l'étape a) met en oeuvre un seul réacteur contenant successivement dans le sens de circulation de la charge, un lit fixe de catalyseur d'hydrogénation et un lit fixe de catalyseur d'hydrodésulfuration. Le procédé selon l'invention peut mettre en oeuvre avant l'étape a) ou avant l'étape b) lorsque celle-ci est opérée avant l'étape a), une étape dans laquelle on hydrogène 30 sélectivement les hydrocarbures dioléfiniques de l'essence de pyrolyse en présence d'hydrogène et d'un catalyse d'hydrogénation, à une température comprise entre 40 à 200°C 3056598 5 à une pression comprise entre 1 et 8 MPa et avec une vitesse volumique horaire globale (VVH), définie comme le rapport du débit volumique de la charge d'hydrocarbures fraîche à 15°C sur le volume total de catalyseur, généralerrent de 1 h-1 à 100 h-1, de manière à produire un effluent à basse teneur en hydrocarbures dioléfiniques qui est ensuite traitée 5 dans l'étape a). Le procédé selon l'invention peut traiter une essence de pyrolyse qui est issue d'une unité de vapocraquage. Description détaillée de l'invention Les autres caractéristiques et avantages de l'invention vont apparaître à la lecture de la 10 description qui va suivre, donnée à titre uniquement illustratif et non limitatif, et en référence aux dessins parmi lesquels : La figure 1 est une représentation du type schéma-bloc montrant les étapes d'un procédé de traitement d'une charge d'hydrocarbures de type essence de pyrolyse en C5+ contenant des hydrocarbures mono-oléfiniques, dioléfiniques et soufrés. 15 La figure 2 est une représentation du type schéma-bloc montrant les étapes d'un autre procédé de traitement d'une charge d'hydrocarbures de type essence de pyrolyse en C5+ contenant des hydrocarbures mono-oléfiniques, dioléfiniques et soufrés. La figure 3 montre un schéma de principe du procédé selon l'invention. La figure 4 montre la section de rebouillage de la colonne de séparation utilisée dans le 20 procédé selon l'invention. La figure 5 montre la section de rebouillage de la colonne de séparation utilisée dans le procédé selon l'invention selon un autre mode de réalisation. La figure 6 montre la section de rebouillage de la colonne de séparation utilisée dans le procédé selon l'invention selon un mode de réalisation alternatif. 25 La figure 7 montre la section de rebouillage de la colonne de séparation utilisée dans le procédé selon l'invention selon un mode de réalisation alternatif. 3056598 6 - Description de la charge Le procédé selon l'invention permet de traiter toute charge d'hydrocarbures de type essence de pyrolyse en C5+ contenant des hydrocarbures mono-oléf iniques, dioléfiniques et soufrés. On entend par essence de pyrolyse une essence issue de divers procédés de pyrolyse tels 5 que le vapocraquage, la viscoréduction et/ou la cokéfaction. De préférence, l'essence de pyrolyse est une essence de vapocraquage. L'essence de pyrolyse correspond à une coupe hydrocarbonée dont la température d'ébullition est généralement comprise entre 0 et 250°C, de préférence entre 10 et 220°C. Les hydrocarbures insaturés présents dans ladite essence de pyrolyse sont en particulier 10 des composés dioléfiniques (butadiène, isoprène, cyclopentadiène...), des composés styréniques (styrène, alpha-méthylstyrène...) et des composés indéniques (indène...). L'essence de pyrolyse peut être une coupe C5-C12 avec des traces de C3, C4, C13, C14, C15 (par exemple entre 0,1 et 3% poids pour chacune de ces composés). Par exemple, une charge formée d'essence de pyrolyse a généralement une composition en % poids 15 suivante: 5 à 15% poids de paraffines, 30 à 65% poids de composés aromatiques, 5 à 15% poids de mono-oléfines, 15 à 25 % poids de dioléfines, 2 à 8% poids de composés alkénylaromatiques et de 20 à 300 ppm poids de soufre (partie par million), voire jusqu'à 2000 ppm de soufre pour certaines charges difficiles. En référence à la Figure 1, la charge d'essence de pyrolyse est introduite par le conduit 1 20 dans une première étape d'hydrogénation S1. L'essence de pyrolyse est mise en contact avec une phase gazeuse contenant de l'hydrogène et un catalyseur d'hydrogénation sélective. L'effluent produit par la première étape d'hydrogénation est ensuite envoyé par la conduite 2 dans une colonne de séparation (dépentaniseur) Cl configurée et opérée pour séparer en tête de la colonne une coupe hydrocarbures C5- hydrogénée qui est envoyée par 25 exemple vers le pool essence via la ligne 4. Cette étape de séparation correspond à l'étape b) du procédé qui est opérée avant l'étape a). La coupe hydrocarbures C6+ complémentaire soutirée en fond de la colonne Cl est introduite par la conduite 3 dans une deuxième étape d'hydrotraitement S2 (étape a) du procédé selon l'invention). De préférence la deuxième étape d'hydrotraitement S2 comprend une étape d'hydrogénation sélective 30 suivie d'une étape d'hydrodésulfuration mettant en oeuvre successivement un catalyseur d'hydrogénation sélective et un catalyseur d'hydrodésulfuration. Cette deuxième étape peut 3056598 7 être réalisée dans un seul réacteur contenant successivement deux lits, par exemple fixes, de catalyseur. Alternativement, on peut utiliser un premier réacteur contenant un lit de catalyseur d'hydrogénation sélective suivi (en série) d'un deuxième réacteur contenant un lit de catalyseur d'hydrodésulfuration. 5 La coupe C6+ hydrogénée et désulfurée est envoyée par la conduite 5 vers, par exemple, une unité d'extraction des aromatiques. En référence à la Figure 2 qui montre un autre schéma de traitement de l'essence de pyrolyse, la charge d'hydrocarbure est introduite par le conduit 1 dans la première étape d'hydrogénation S1, l'effluent partiellement hydrogéné est envoyé par la conduite 2 dans la 10 deuxième étape d'hydrotraitement S2 (étape a) réalisée avant l'étape b) de séparation. L'essence de pyrolyse hydrogénée et désulfurée issue de la deuxième étape d'hydrotraitement est introduite par la conduite 3 dans la colonne de séparation Cl (étape b) du procédé) afin de récupérer en tête par la conduite 4 la coupe C5- hydrogénée et désulfurée et en fond par la conduite 5 la coupe C6+ hydrogénée et désulfurée. 15 De préférence la première étape d'hydrogénation sélective vise à hydrogéner en présence d'hydrogène sélectivement les composés dioléfiniques et mono-oléfiniques contenus dans l'essence de pyrolyse tout en limitant l'hydrogénation des composés aromatiques. L'hydrogénation sélective est généralement effectuée à un ratio molaire (hydrogène)/(composés insaturés à hydrogéner) compris entre 0,5 et 10, plus 20 préférentiellement entre 0,7 et 5, et de préférence entre 1 et 2. Le débit d'hydrogène est ajusté afin d'en disposer en quantité suffisante pour hydrogéner théoriquement l'ensemble des composés polyinsaturés à l'exception des noyaux aromatiques et de maintenir un excès d'hydrogène en sortie de cette zone pour finaliser l'hydrogénation sélective des composés monooléfiniques et effectuer l'hydrodésulfuration dans la seconde étape 25 d'hydrotraitement S2. L'hydrogénation sélective est généralement mise en oeuvre à une température allant de 40 à 200°C, et de préférence allant de 60 à 180°C. Lapression est de préférence comprise entre 1 et 8 MPa, et plus préférentiellement comprise entre 1,5 et 7 MPa. La vitesse volumique horaire globale (VVH), définie comme le rapport du débit volumique de la charge 30 d'hydrocarbures fraîche à 15°C sur le volume total de catalyseur présent dans la première 3056598 8 zone d'hydrogénation sélective, est généralement de 1 h-1 à 100 h-1, de préférence de 1 h-1 à 50 h-1. De manière préférée, on effectue l'hydrogénation sélective à un ratio molaire (hydrogène)/(composés polyinsaturés à hydrogéner) généralement compris entre 1 et 2, à 5 une température généralement comprise entre 40 et 200°C, de préférence entre 60 et 180°C, à une vitesse volumique horaire (V.V.H.) comprise généralement entre 1 h-1 et 6 h-1 et à une pression généralement comprise entre 1,5 MPa et 7 MPa. Le catalyseur utilisé pour l'hydrogénation sélective est un catalyseur comprenant au moins un métal du groupe VIII (classification CAS (CRC Handbook of Chemistry and Physics, 10 éditeur CRC press, rédacteur en chef D.R. Lide, 81ème édition, 2000-2001) correspondant aux métaux des colonnes 8, 9 et 10 selon la nouvelle classification IUPAC), plus préférentiellement le palladium, le platine ou le nickel. Le métal du groupe VIII peut être dispersé de façon homogène au sein du support ou il peut être déposé en croute à la périphérie du support (billes, extrudés). La répartition en croute 15 est bien connue de l'homme du métier et permet une meilleure sélectivité du catalyseur. Lorsque le métal du groupe VIII est le palladium, la teneur en palladium est comprise entre 0,01 et 2 % poids de la masse du catalyseur, de préférence de 0,03 et 0,8 % en poids. Lorsque le métal du groupe VIII est le platine, la teneur en platine est comprise entre 0,01 et 2 % poids de la masse du catalyseur, de préférence de 0,03 et 0,8 % en poids. 20 Lorsque le métal du groupe VIII est le nickel, la teneur en nickel est comprise entre 1 et 50 (3/0 poids de la masse du catalyseur, de préférence entre 5 et 40 % poids et plus préférentiellement entre 7 et 30 % poids. Les valeurs « % poids » se basent sur la forme élémentaire du métal du groupe VIII. Le catalyseur comprend notamment un support poreux formé d'au moins un oxyde simple 25 choisi parmi l'alumine (A1203), la silice (SiO2), l'oxyde de titane (TiO2), la cérine (Ce02) et la zircone (ZrO2). De manière préférée, ledit support est choisi parmi les alumines, les silices et les silices-alumines. Le support poreux peut notamment se présenter sous forme d'extrudés (par exemple cylindriques, trilobés ou quadrilobes), de billes, de pastilles, ou d'agglomérats 3056598 9 irréguliers et non sphériques dont la forme spécifique peut résulter d'une étape de concassage. De manière très avantageuse, le support se présente sous forme d'extrudés. La deuxième étape d'hydrotraitement S2 met en oeuvre de préférence une section catalytique comprenant un catalyseur d'hydrogénation sélective (ou section d'hydrogénation 5 sélective) et une section catalytique comprenant un catalyseur d'hydrodésulfuration (ou section d'hydrodésulfuration). L'étape d'hydrogénation sélective de la deuxième étape d'hydrotraitement, qui vise à hydrogéner les composés dioléfiniques et mono-oléfiniques encore présents dans la charge hydrocarbonée sans hydrogéner les composés aromatiques est mise en oeuvre à une température généralement comprise entre 160°C et 320°C, de 10 préférence entre 180 et 300°C, à une vitesse volumque horaire (V.V.H.) comprise généralement entre 1 h-1 et 6 h-1 et à une pression généralement comprise entre 1,5 MPa et 7 MPa et avec un ratio molaire (hydrogène)/(composés insaturés à hydrogéner) généralement compris entre 0,5 et 2. Le catalyseur d'hydrogénation sélective utilisé dans la deuxième étape d'hydrotraitement répond à la description faite ci-dessus et qui n'est pas 15 reprise pour des raisons de concision. La deuxième étape d'hydrotraitement fait intervenir une section d'hydrodésulfuration mettant en jeu un catalyseur d'hydrodésulfuration permettant, en présence d'hydrogène, l'hydrogénolyse des composés soufrés contenus dans l'essence de pyrolyse. On opère généralement à un ratio molaire (hydrogène)/(charge) compris entre 0,5 et 10, plus 20 préférentiellement entre 0,7 et 5, et de préférence entre 1 et 2. L'hydrodésulfuration est généralement mise en oeuvre à une température allant de 180 à 450°C, de préférence allant de 200 à 420°C, et de préférence allant de 220 à 383°C. La pression est de préférence comprise entre 1 et 8 MPa, plus préférentiellement comprise entre 1,5 et 7 MPa. 25 La vitesse volumique horaire globale (VVH), définie comme le rapport du débit volumique de la charge fraîche à 15°C sur le volume total la zone réactionnelle, est généralement de 0,1 h-1 à 80 h-1, de préférence de 0,4 h-1 à 40 h-1 et encore plus préférentiellement comprise entre 0,5 et 5 h-1. Le catalyseur utilisé dans la zone d'hydrodésulfuration est un catalyseur connu de l'homme 30 du métier pour un procédé d'hydrodésulfuration d'une charge d'essence de pyrolyse. Le 3056598 10 catalyseur d'hydrodésulfuration contient généralement au moins un métal du groupe VIB et/ou au moins un métal du groupe VIII sur un support poreux. Le métal du groupe VIB est de préférence le molybdène ou le tungstène et le métal du groupe VIII est de préférence choisi parmi le nickel ou le cobalt. La teneur en métal du 5 groupe VIII exprimée en oxyde est généralement comprise entre 0,5% et 15% poids, préférentiellement entre 1% et 10% poids par rapport au poids total du catalyseur. La teneur en métal du groupe VIB est généralement comprise entre 1,5% et 60% poids, préférentiellement entre 3% et 50% poids par rapport au poids total du catalyseur. Le support du catalyseur est habituellement un solide poreux, tel que par exemple une 10 alumine, une silice-alumine, de la magnésie, de la silice ou de l'oxyde de titane, seuls ou en mélange. De manière très préférée, le support est choisi parmi une alumine, une silice-alumine ou une silice. Le support poreux peut notamment se présenter sous forme de billes, d'extrudés (par exemples trilobés ou quadrilobés), de pastilles, ou d'agglomérats irréguliers et non 15 sphériques dont la forme spécifique peut résulter d'une étape de concassage. De manière très avantageuse, le support se présente sous forme de billes ou d'extrudés. De manière préférée, lorsque la (seconde) étape d'hydrotraitement met en oeuvre un seul réacteur contenant deux lits catalytiques successifs d'hydrogénation puis d'hydrodésulfuration, celle-ci est opérée dans les conditions suivantes: 20 - Température comprise entre 180 à 450°C, de préférence entre 220 et 380°C; - Pression totale comprise entre 1 et 8 MPa, de préférence entre 1,5 et 7 MPa; - VVH global comprise entre 0,4 à 40 h-1, de préférence entre 0,5 et 5 h-1. Les conditions opératoires de la colonne de séparation Cl (dépentaniseur) sont analogues pour les schémas de procédé représentés sur les figures 1 et 2. Cette colonne est opérée 25 avec une pression opératoire comprise entre 0,4 et 1,0 MPa, avec une température en fond de colonne variant entre 120 et 190°C. La Figure 3 est un schéma détaillé d'une forme de réalisation du procédé de traitement d'une essence de pyrolyse basée sur le schéma global de la figure 2. L'essence de pyrolyse provenant de la première étape d'hydrogénation sélective est introduite par la conduite 2, 30 mélangée avec l'hydrogène comprimé apporté de la ligne 11, et éventuellement mélangée 3056598 11 avec un flux de recyclage de produit (détaillé ci-après) amené par la conduite 12a. Le mélange hydrocarbures/hydrogène est introduit par la conduite 10 dans un échangeur charge/effluent El pour être portée à une température comprise entre 220 et 300°C et à une pression comprise entre 2,5 et 3,5 MPa. L'effluent chaud qui alimente l'échangeur El 5 provient du réacteur d'hydrotraitement R. Le mélange hydrocarbures/hydrogène chauffé par l'échangeur El est introduit par la ligne 13 dans un pré-chauffeur E2 qui permet de porter la température du mélange à une température typiquement comprise entre 240 et 320°C. L'échangeur de chaleur E2 peut utiliser comme source chaude tout type de fluide, condensables ou non, ou bien mettre en oeuvre une combustion d'un gaz ou d'un 10 combustible liquide. Le mélange hydrocarbures/hydrogène issu du pré-chauffeur E2 est amené par la conduite 14 vers l'entrée du réacteur d'hydrotraitement R. Le réacteur permet de réaliser la deuxième étape d'hydrotraitement du schéma global de la figure 2. Le réacteur R comporte successivement par rapport au sens de circulation de la charge d'hydrocarbures une section d'hydrogénation sélective et une section d'hydrodésulfuration. Le réacteur R 15 réalise d'hydrogénation sélective des dioléfines et des mono-oléfines non hydrogénés lors de la première étape d'hydrogénation et l'hydrogénolyse des composés organo-soufrés. Le réacteur R est ainsi équipé successivement, par rapport au sens de circulation de la charge d'hydrocarbures, d'un lit contenant du catalyseur d'hydrogénation sélective et un lit contenant du catalyseur d'hydrodésulfuration. 20 L'effluent hydrotraité 5 issu du réacteur R qui est à une température comprise par exemple entre 300 et 380°C est classiquement introduite par la ligne 15 dans l'échangeur charge/effluent El décrit ci-dessus, duquel il sort, par la conduite 16, à une température comprise généralement entre 110 et 160°C. Le flux 16 est de nouveau refroidi à l'aide d'un système échangeur/refroidisseur E3 à une température typiquement comprise entre 35 25 et 65°C pour permettre une condensation partielle cb l'effluent hydrotraité. La ligne 17 amène l'effluent refroidi par l'échangeur E3 dans un ballon de séparation 18 afin de séparer une phase gazeuse riche en hydrogène 19, du condensat (phase liquide riche en hydrocarbures). Une partie du condensat est recyclée par la conduite 12a pour être mélangée avec la charge hydrocarbonée (ligne 2), une autre partie du condensat est 30 recyclée via la conduite 12b pour être injectée dans le réacteur R afin de contrôler le profil thermique dans le réacteur. Une autre partie du condensat est envoyée par la conduite 20 vers un échangeur de chaleur E4. On notera que sur la figure 3, une partie de la phase gazeuse en tête du ballon de séparation 18 est évacuée par la conduite 19 pour être mélangée dans le ballon 21 avec l'hydrogène de la conduite 22 provenant par exemple de la 3056598 12 première étape d'hydrogénation sélective (section S1 des figures 1 et 2). Un gaz riche en hydrogène est évacué du ballon 21 par la conduite 23, puis comprimée dans le compresseur K1, puis amenée par la conduite 11 pour être mélangée avec la ligne 2. Le condensat réchauffé par l'échangeur charge/effluent E4 est envoyé dans la colonne de 5 séparation 24 par la conduite 25. La colonne 24, également appelée dépentaniseur, est opérée pour séparer en tête de colonne une coupe C5- qui est évacuée par la ligne 26, et une coupe C6+ qui évacuée par le fond de la colonne via la ligne 27. La colonne de séparation 24 peut être opérée par exemple à une température en fond de colonne comprise entre 140 et 190°C et à une pression comprise entre0,4 et 1,0 MPa. Comme indiqué sur la 10 figure 3, la tête de la colonne 24 peut comprendre un condenseur partiel E5 permettant de récupérer les hydrocarbures condensables à une température comprise entre 35 et 60°C qui sont renvoyés en tête de la colonne 24. Les gaz incondensables sont évacués par la ligne 38. La chaleur nécessaire à la séparation de la coupe C5- de la coupe C6+ est apportée par la 15 section de rebouillage B de la colonne 24 qui comprend un échangeur de chaleur (ou rebouilleur) E6 permettant de vaporiser tout ou partie du flux C6+ de fond de colonne 28 qui est recyclé dans la colonne de séparation par la ligne 29. Le rebouilleur E6 de la section de rebouillage B est classiquement alimenté en chaleur à l'aide de vapeur, et par extension par tout type de fluide condensable ou non ayant un niveau de température compatible avec la 20 température de vaporisation coté procédé. Le flux, tout ou en partie vaporisé, à une température comprise généralement entre 140 et 190°C et à une pression comprise entre 0,4 et 1,0 MPa, est évacué de l'échangeur E6 par la ligne 29 et renvoyé dans la colonne de séparation 24. La partie de la coupe C6+ obtenue en fond de colonne 24 qui n'est pas envoyée au rebouilleur est évacuée par la ligne 30 puis introduite dans l'échangeur 25 charge/effluent E4 dans lequel elle est refroidie. La coupe hydrocarbures C6+ refroidie peut être utilisée comme charge dans une unité d'extraction d'hydrocarbures aromatiques. Selon l'invention, en référence à la figure 3, l'effluent hydrotraité 5 issu du réacteur R est totalement ou en partie envoyé vers la section rebouillage B de la colonne 24 via la conduite 31 grâce à un contrôle de débit et de pression réalisé à l'aide des vannes V1, V2 30 et V3. L'effluent envoyé par la conduite 31 est refroidi dans la section de rebouillage puis renvoyé par la conduite 32 dans la conduite 15. La chaleur contenue dans l'effluent en sortie du réacteur d'hydrotraitement R est fournie à la section de rebouillage afin de réduire la consommation en utilité chaude nécessaire au fonctionnement du rebouilleur. 3056598 13 La section de rebouillage peut présenter plusieurs configurations détaillées dans les figures 4, 5, 6 et 7. La section de rebouillage des figures 4 et 5 comprend deux échangeurs de chaleur distincts E6A et E6B disposés en série, chacun mettant en oeuvre un fluide de chauffe différent. Dans 5 le cas de la figure 4, la coupe C6+ de fond de la colonne 24 qui est destinée à être recyclée dans ladite colonne est envoyée par la ligne 28 en entrée de l'échangeur E6A qui utilise comme source chaude l'effluent issu du réacteur d'hydrotraitement R apporté par la ligne 31. L'effluent subit un refroidissement et est évacué de l'échangeur E6A par la conduite 32 comme indiqué sur les figures 3 et 4. La coupe C6+ chauffée est ensuite conduite dans 10 l'échangeur de chaleur E6B disposé en série après l'échangeur de chaleur E6A qui utilise comme source chaude un fluide condensable à l'état gazeux, par exemple de la vapeur d'eau surchauffée, amenée par la ligne 33. Le fluide condensable refroidi subit une condensation partielle ou totale dans l'échangeur de chaleur E6B et est évacuée par la ligne 34. 15 La configuration de la section de rebouillage de la figure 5 se distingue de celle de la figure 4, par le fait que l'échangeur de chaleur E6A utilise comme source chaude un fluide condensable à l'état gazeux (e.g. de vapeur d'eau surchauffée) amené par la ligne 33 tandis que l'échangeur de chaleur E6B disposé en série après l'échangeur E6A utilise comme source chaude l'effluent hydrotraité du réacteur R qui apporté par la ligne 31. 20 La figure 6 représente une autre configuration de la section de rebouillage B selon l'invention dans lequel les échangeurs de chaleur E6A et E6B sont disposés en parallèle, chacun mettant en oeuvre un fluide de chauffe différent. Comme indiqué sur la figure 6, la coupe C6+ envoyée à la section de rebouillage B de la colonne de séparation 24 est séparée en deux flux 28a et 28b de débits différentsalimentant respectivement les échangeurs E6A et E6B. 25 Selon la figure 6, l'échangeur de chaleur E6A utilise comme source chaude un fluide à l'état gazeux condensable (par exemple de la vapeur d'eau surchauffée) provenant de la ligne 33. Le fluide à l'état gazeux condensable subit une condensation partielle ou totale dans l'échangeur de chaleur E6B et est évacuée par la ligne 34. L'échangeur E6B utilise comme source chaude l'effluent hydrotraité chaud issu du réacteur d'hydrotraitement R. 30 La figure 7 montre une autre configuration de la section de rebouillage de la colonne de séparation selon l'invention qui repose sur le principe de vaporisation des condensats 3056598 14 produits par le refroidissement du fluide condensable de chauffe après passage dans un premier échangeur au moyen d'un second échangeur de chaleur. En référence à la figure 7, le fluide condensable gazeux (e.g. vapeur d'eau surchauffée) est introduit dans la section de rebouillage B par les lignes 33 et 33a dans l'échangeur de 5 chaleur E6a dans lequel circule également la coupe C6+ qui est recyclée dans la colonne de séparation. Le fluide condensable subit une condensation partielle ou totale dans l'échangeur de chaleur E6a et est évacuée par la ligne 33b. Le fluide partiellement ou totalement condensé est mis en pression à une valeur égale ou supérieure à la pression de la ligne 33a au moyen par exemple d'une pompe 35. Le fluide partiellement ou totalement 10 condensé comprimé est envoyé par la ligne 33c à l'échangeur de chaleur E6B qui utilise comme source chaude l'effluent réactionnel issu du réacteur d'hydrotraitement R apporté par la ligne 31. L'effluent réactionnel subit un refroidissement en échangeant ses calories avec le fluide partiellement ou totalement condensé comprimé et est évacué de l'échangeur de chaleur E6B par la conduite 32. Le fluide condensé de la ligne 33c est vaporisé tout ou en 15 partie dans l'échangeur de chaleur E6B puis est évacué par la ligne 33d. Le fluide condensable vaporisé de la ligne 33d est éventuellement introduit dans un ballon séparateur 36. Le fluide condensable vaporisé et sous pression récupéré en tête du séparateur 36 est mis à une pression équivalente à celle de la ligne 33 à l'aide de la vanne V4, puis renvoyée à la ligne 33a via la conduite 33e. Les produits incondensables du 20 ballon séparateur 36 sont évacués par la ligne 37. La description détaillée correspond à des modes de réalisation dans lesquels l'étape de séparation des coupes C5- et C6+ est opérée après l'étape d'hydrotraitement de l'essence de pyrolyse, comme représenté à la figure 2. Il est rappelé que dans le cadre de l'invention, l'étape de séparation peut être réalisée avant l'étape d'hydrotraitement de sorte que seule la 25 coupe C6+ est hydrotraitée tout en conservant les avantages de l'intégration thermique entre les étapes de séparation et d'hydrotraitement. Les exemples suivants illustrent l'invention sans en limiter la portée et montrent l'amélioration apportée sur la consommation d'utilités chaudes et froides par le procédé d'hydrogénation. 3056598 15 Exemple 1 (comparatif) L'exemple fait référence au procédé représenté sur la Figure 3, qui représente la (2ème) étape d'hydrotraitement suivie de l'étape de séparation au moyen d'une colonne de séparation (dépentaniseur). 5 Les conditions opératoires choisies pour cet exemple correspondent à des conditions de fin de cycle ("End of Run" selon la terminologie anglo-saxonne). Dans ces conditions, le catalyseur présente une activité moindre nécessitant d'augmenter la température dans le réacteur d'hydrotraitement afin de maintenir les conversions souhaitées. Dans de telles conditions, la puissance des échangeurs de chaleur est employée à leur niveau maximum. 10 Le tableau 1 donne la composition de la charge hydrocarbonée traitée dans l'exemple 1. Il s'agit d'une coupe C5+ issue d'une unité de pyrolyse qui a subi un prétraitement dans un réacteur d'hydrogénation sélective des dioléfines. Composition de la charge hydrocarbonée Paraffines/Napthènes Aromatiques Mono- Dioléfines AlkenylAromatiques Composés soufrés oléfines 21,19 % poids 66,86% 10,40% poids REVENDICATIONS1. Procédé de traitement d'une essence de pyrolyse C5+ contenant des hydrocarbures mono-oléfiniques, dioléfiniques et soufrés, comprenant au moins et dans un ordre indifférent : a) une étape où l'on hydrotraite l'essence de pyrolyse ou une coupe hydrocarbures C6+ issue l'essence de pyrolyse, en présence d'hydrogène et au moins un catalyseur d'hydrotraitement à une température comprise entre 220 et 380°C de manière à produire un effluent hydrotraité; b) une étape où l'on sépare, l'essence de pyrolyse ou l'effluent hydrotraité issue de l'étape a) lorsque cette dernière est réalisée avant l'étape b), dans une colonne de séparation en une coupe hydrocarbures de tête C5- et une coupe hydrocarbures de fond C6+, ladite colonne de séparation comportant une section de rebouillage incluant deux échangeurs de chaleur, au moins l'un des deux échangeurs étant configuré pour réaliser un échange de chaleur avec une partie de la coupe de fond qui est recyclée dans la colonne via la section de rebouillage, et dans lequel on alimente l'un des deux échangeurs de chaleur de la section de rebouillage avec au moins une partie de l'effluent hydrotraité de manière à fournir une partie de la chaleur nécessaire au fonctionnement de la section de rebouillage. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'autre échangeur de chaleur est alimenté avec un fluide à l'état gazeux condensable. 3. Procédé selon la revendication 2, dans lequel le fluide gazeux est de la vapeur sous pression. 4. Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, dans lequel les deux échangeurs de chaleur sont disposés en série de sorte que la coupe de fond qui est recyclée dans la colonne traverse successivement les premier et second échangeurs de chaleur. 5. Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, dans lequel les deux échangeurs de chaleur sont disposés en parallèle de sorte qu'une partie de la coupe de fond recyclée dans la colonne traverse le premier échangeur de chaleur et l'autre partie de la coupe de fond recyclée dans la colonne traverse le second échangeur de chaleur. 3056598 20 6. Procédé selon l'une des revendications 2 ou 3, dans lequel les deux échangeurs de chaleur sont disposés en série et on envoie la coupe de fond recyclée dans la colonne à travers l'échangeur de chaleur alimenté avec un fluide à l'état gazeux condensable, on récupère un fluide condensable partiellement condensé du premier échangeur de 5 chaleur et on envoie le fluide condensable partiellement condensé dans l'échangeur de chaleur alimenté avec l'effluent hydrotraité de manière à vaporiser au moins partiellement ledit flux et ledit flux partiellement vaporisé étant renvoyé dans l'échangeur de chaleur alimenté avec un fluide à l'état gazeux condensable. 7. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel lorsque 10 l'étape b) est réalisée après l'étape a), ledit procédé comprend une étape c) dans laquelle on envoie la coupe de fond non recyclée issue de l'étape b) dans une unité d'extraction d'hydrocarbures aromatiques. 8. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, dans lequel lorsque l'étape b) est réalisée avant l'étape a), ledit procédé comprend une étape c') dans laquelle on 15 envoie l'effluent hydrotraité dans une unité d'extraction d'hydrocarbures aromatiques. 9. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel l'étape a) met en oeuvre un catalyseur d'hydrogénation sélective des hydrocarbures monooléfiniques et/ou dioléfiniques. 10. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel l'étape a) 20 met en oeuvre un catalyseur d'hydrodésulfuration. 11. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel l'étape a) met en oeuvre successivement un lit d'un catalyseur d'hydrogénation sélective des mono-oléfines et un lit d'un catalyseur d'hydrodésulfuration. 12. Procédé selon la revendication 11, dans lequel l'étape a) est opérée dans un seul 25 réacteur comprenant successivement dans le sens de circulation de la charge un lit d'un catalyseur d'hydrogénation sélective des mono-oléfines et un lit d'un catalyseur d'hydrodésulfuration. 3056598 21 13. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel avant l'étape a) ou avant l'étape b) lorsque celle-ci est opérée avant l'étape a), on hydrogène sélectivement les hydrocarbures dioléfiniques de l'essence de pyrolyse en présence d'hydrogène et d'un catalyse d'hydrogénation à une température comprise entre 40 5 à 200°C à une pression comprise entre 1 et 8 MPa et avec une vitesse volumique horaire globale (VVH), définie comme le rapport du débit volumique de la charge d'hydrocarbures fraîche à 15°C sur le volume total de catalyseur, généralement de 1 11-1 à 100 h-1, de manière à produire un effluent à basse teneur en hydrocarbures dioléfiniques. 10 14. Procédé selon l'une quelconque des revendications, dans lequel l'essence de pyrolyse est issue d'une unité de vapocraquage.