Brevet FR3101082A1 — publié le 20210326

La présente invention concerne un procédé intégré d’hydroconversion (1000) en lit bouillonnant d’un premier flux de charges hydrocarbonées lourdes (100) et d’hydrocraquage (2000) « deux étapes » en lit fixe (étapes j et g) d’un deuxième flux de charges hydrocarbonées (114) comportant une étape de désulfuration (h) de la fraction liquide non convertie issue de la deuxième étape d’hydrocraquage en lit fixe (g), en mélange avec un flux gazeux (110) issu d’une étape de séparation spécifique (e) du procédé d’hydroconversion en lit bouillonnant. L’invention permet de mutualiser le recyclage de l’hydrogène et désulfurer au moins en partie la faction gazole issue du procédé d’hydroconversion en lit bouillonnant. L’étape de séparation spécifique (e) repose sur un séparateur gaz/liquide comportant un cyclone interne et l’injection d’un liquide hydrocarboné au moins en entrée du cyclone, réduisant l’entrainement de liquide encrassant dans le flux gazeux séparé, et permettant l’intégration des schémas d’hydroconversion et d’hydrocraquage. Figure 1A à publier Procédé intégré d’hydrocraquage en lit fixe et d’hydroconversion en lit bouillonnant avec une séparation gaz/liquide améliorée La présente invention concerne le raffinage et la conversion de charges lourdes d’hydrocarbures, et en particulier l’hydrocraquage en lit fixe de catalyseur de coupes pétrolières lourdes et l’hydroconversion en lit bouillonnant de catalyseur de charges lourdes d’hydrocarbures issues soit d'un pétrole brut, soit de la distillation d'un pétrole brut. L'hydrocraquage de coupes pétrolières lourdes est un procédé clé du raffinage qui permet de produire, à partir de charges lourdes excédentaires et peu valorisables, les fractions plus légères telles que les essences, les carburéacteurs et les gazoles légers que recherche le raffineur pour adapter sa production à la demande. Certains procédés d'hydrocraquage permettent d'obtenir également un résidu fortement purifié pouvant constituer d'excellentes bases pour huiles ou une charge facilement valorisable dans une unité de craquage catalytique par exemple. Un des effluents particulièrement ciblé par le procédé d’hydrocraquage est le distillat moyen (fraction qui contient la coupe gazole et la coupe kérosène). Typiquement, le procédé d’hydrocraquage met en œuvre des réacteurs comportant des catalyseurs en lit fixe. Le procédé d’hydrocraquage des distillats sous vide (DSV) permet de produire des coupes légères (gazoles, kérosène, naphtas, etc.) plus valorisables que le DSV lui-même. Ce procédé catalytique ne permet pas de transformer entièrement le DSV en coupes légères. Après fractionnement, il reste donc une proportion plus ou moins importante de fraction de DSV non convertie nommée UCO pour UnConverted Oil selon la terminologie anglo-saxonne. Pour augmenter la conversion, cette fraction UCO peut être recyclée à l’entrée du réacteur d’hydrotraitement ou à l’entrée du réacteur d’hydrocraquage. Le recyclage de la fraction UCO à l’entrée du réacteur d’hydrotraitement ou à l’entrée du réacteur d’hydrocraquage permet à la fois d’augmenter la conversion, mais permet aussi d’augmenter la sélectivité en gazole et kérosène. Une autre manière d’augmenter la conversion en maintenant la sélectivité est d’ajouter un réacteur de conversion ou d’hydrocraquage sur la boucle de recycle de la fraction UCO vers la section de séparation haute pression. Ce réacteur et le recycle associé constitue une seconde étape d’hydrocraquage. Ce réacteur étant situé en aval de la section de fractionnement, il opère avec peu de soufre (H 2 S) et peu d’azote, ce qui permet d’utiliser éventuellement des catalyseurs moins sensibles à la présence de soufre en augmentant la sélectivité du procédé. En effet, un tel procédé d’hydrocraquage « deux étapes », comporte une première étape qui a pour objectif, comme dans le procédé "une étape", de réaliser l’hydroraffinage de la charge mais aussi d’atteindre une conversion de cette dernière de l’ordre en général de 30 à 70%. L’effluent issu de la première étape subit ensuite un fractionnement (distillation), qui a pour objectif de séparer les produits de conversion de la fraction UCO. Dans la deuxième étape du procédé d’hydrocraquage « deux étapes », seule la fraction UCO est traitée. Cette séparation permet à un procédé d’hydrocraquage « deux étapes » d’être plus sélectif en diesel qu’un procédé en une étape à taux de conversion global équivalent. En effet, la séparation intermédiaire des produits de conversion évite leur ‘’sur-craquage’’ en naphta et gaz dans la deuxième étape sur le catalyseur d’hydrocraquage. Par ailleurs, il est à noter que la fraction UCO envoyée dans la deuxième étape contient en général de très faibles teneurs en NH 3 ainsi qu’en composés azotés organiques, en général moins de 20 ppm poids voir moins de 10 ppm poids. Le procédé d’hydrodésulfuration des gazoles permet de diminuer la quantité de soufre contenue dans une coupe gazole tout en minimisant la conversion de la charge en produits plus légers (gaz, naphta). La charge de l’hydrodésulfuration peut être constituée de gazole issu du fractionnement atmosphérique d’un pétrole brut, dit « straight run » en anglais, de distillat sous vide léger dit « Light Vacuum Gasoil Oil » (LVGO) en anglais, ou de distillat issus d’un procédé de conversion (unité de craquage catalytique en lit fluidisé dit « FCC » en anglais, unité de cokéfaction appelée « coker » en anglais, etc.) dit « Light Cycle Oil » (LCO) en anglais, d’une charge gazole issue de la conversion de biomasse (estérification par exemple), seuls ou en mélange, par exemple. La pression partielle d’hydrogène requise pour ce procédé est plus faible que la pression partielle d’hydrogène dans l’hydrocraqueur. Les procédés d’hydrocraquage et d’hydrodésulfuration, reposant sur des schémas de procédé très similaires comportant un four de charge, des réacteurs en lits fixes, des compresseurs de recycle d’hydrogène, et de sections de séparation haute pression plus ou moins complexes, sont couramment présents dans une même raffinerie, et peuvent être intégrés. Ainsi la demande de brevet EP3415588 porte sur un procédé d’hydrocraquage en deux étapes d’une charge hydrocarbonée de type DSV dans lequel la totalité de l’effluent issu de la deuxième étape d’hydrocraquage est co-traitée dans une étape d’hydrotraitement située en aval de la deuxième étape d’hydrocraquage, en mélange avec une charge liquide hydrocarbonée de type gazole, distincte de l’effluent issu de la deuxième étape d’hydrocraquage. Cette charge liquide de type gazole peut par exemple être issue d’une distillation atmosphérique primaire de pétrole ou d’une unité d’hydroconversion en lit bouillonnant de type H-Oil TM . L’hydroconversion en lit bouillonnant est un autre procédé clé du raffinage permettant également de produire, à partir de charges d’hydrocarbures lourdes, des fractions hydrocarbonées plus légères et plus facilement valorisables. Un tel procédé d’hydroconversion peut également être présent dans une raffinerie mettant en œuvre des procédés d’hydrocraquage en lit fixe de DSV et d’hydrodésulfuration de gazoles tels que décrits plus haut. Le procédé d’hydroconversion en lit bouillonnant est particulièrement bien adapté aux charges les plus lourdes comme les pétroles bruts et les fractions lourdes d'hydrocarbures issues de la distillation d'un pétrole brut, aussi appelées résidus pétroliers, et en particulier les résidus sous vide issus de la distillation sous vide. Ces charges très lourdes sont en effet particulièrement difficile à traiter car riches en métaux, en asphaltènes, en sédiments, et autres inhibiteurs des catalyseurs classique d’hydrocraquage. La conversion de ces charges visant à transformer les molécules lourdes pour produire des produits raffinés constitués de molécules plus légères nécessite des températures opératoires élevées (typiquement aux alentours de 450°C), ce qui, couplé au fait que la charge est susceptible de former du coke, rend difficile l’utilisation de réacteur en un catalyseur en lit fixe. Ainsi, le procédé d’hydroconversion en lit bouillonnant peut traiter de telles charges grâce à un renouvellement continu du catalyseur maintenu en lit fluidisé dans le réacteur par une recycle significative de liquide, avec des appoints journaliers de catalyseur, permettant d’augmenter la durée de fonctionnement entre deux arrêts de l’unité. Le produit converti est récupéré en tête de réacteur, via un soutirage partiellement liquide dans lequel il est courant d’observer un entrainement de fines de catalyseurs. Une partie de la charge du réacteur non convertie est également entrainée en aval. Il est donc courant d’avoir également des composés inhibiteurs pour les catalyseurs d’hydrocraquage dans ce flux de sortie du réacteur. Un séparateur chaud et à haute pression est classiquement installé en aval du réacteur d’hydroconversion en lit bouillonnant pour récupérer un flux gaz comportant au moins de l’hydrogène, la fraction naphta, la fraction kérosène et au moins une partie de la fraction gazole, et un flux liquide hydrocarboné. Le flux liquide hydrocarboné comporte au moins du gazole (fraction bouillant entre 250°C et 380°C) et une coupe plus lourde bouillant à une température supérieure à 380°C (380°C+) de type distillat sous vide (VGO). Un procédé d’hydroconversion en lit bouillonnant connu sous le nom commercial H-Oil TM , par exemple décrit dans le brevet US4457831 comporte deux étapes d’hydroconversion en lit bouillonnant avec une séparation intermédiaire pour séparer la fraction légère de la fraction liquide lourde qui est envoyée dans la seconde étape d’hydroconversion, puis l’effluent issu de la seconde hydroconversion est envoyé dans une étape de fractionnement (distillation) produisant plusieurs coupes dont une coupe gazole. Le gazole est généralement trop soufré pour être conforme aux réglementations pour l’utilisation commerciale de ce produit. Il est donc nécessaire de désulfurer ce produit dans un procédé aval, généralement installé en aval de l’étape finale de fractionnement (distillation) du procédé d’hydroconversion en lit bouillonnant. Cette section de désulfuration n’est en effet pas classiquement connectée directement au réacteur en lit bouillonnant car l’effluent hydroconverti contient encore des composés inhibiteurs néfastes pour un lit fixe de catalyseur d’hydrodésulfuration ou d’hydrocraquage, notamment susceptibles de réduire drastiquement les performances et la durée de cycle du catalyseur. Il est connu, par exemple du brevet US6620311, de placer une section de désulfuration à la sortie gaz du séparateur haute pression haute température dans lequel est envoyé l’effluent hydroconverti du réacteur d’hydroconversion en lit bouillonnant. Cependant un problème d’une telle configuration réside dans la présence de gouttelettes de liquide dans le gaz issu du séparateur, notamment le liquide formé par la partie non convertie de la charge encore présente dans l’effluent du réacteur d’hydroconversion. Ces gouttelettes de liquide « encrassant » réduisent les performances et la durée de cycle du catalyseur d’hydrodésulfuration. En effet, le présence de précurseurs de coke et des sédiments présents initialement dans la charge lourde et/ou formés lors de l’hydroconversion de la charge conduit généralement au cokage et à la désactivation du catalyseur. Objectifs et Résumé de l’invention L’invention consiste à intégrer un procédé d’hydrocraquage deux étapes en lit fixe comportant une étape de désulfuration de la fraction UCO en mélange avec une charge distincte de type gazole tel que décrit dans le brevet EP3415588, avec un procédé d’hydroconversion en lit bouillonnant pour mutualiser le recyclage de l’hydrogène et désulfurer au moins en partie la faction gazole issue du procédé d’hydroconversion en lit bouillonnant. Les inventeurs ont mis en évidence que la mise en œuvre d’une étape de séparation spécifique dans le procédé d’hydroconversion en lit bouillonnant, faisant appel à un séparateur gaz/liquide comportant notamment un cyclone et l’injection d’un liquide diluant au moins en entrée du cyclone, permettait d’envoyer la fraction gazeuse issu du séparateur, comportant de l’hydrogène et au moins en partie la fraction gazole, dans l’étape en lit fixe d’hydrotraitement (hydrodésulfuration) de la fraction UCO d’un procédé d’hydrocraquage deux étapes tel que décrit dans le brevet EP3415588, sans rencontrer les problèmes de l’art antérieur mentionnés ci-dessus. En particulier, une telle intégration permet d’augmenter le temps de cycle du catalyseur de l’étape d’hydrotraitement en lit fixe recevant la fraction UCO de la deuxième étape d’hydrocraquage en mélange avec la charge de type gazole. Le procédé intégré selon l’invention permet en outre de simplifier le recyclage de l’hydrogène en mutualisant les équipements de séparation, de purification et de compression du flux d’hydrogène pour son recyclage dans le procédé d’hydrocraquage en lit fixe et d’hydroconversion en lit bouillonnant, et par conséquent de diminuer les coûts d’installation et opératoires associés. Ainsi, la présente invention propose, selon un premier aspect, un procédé intégré d’hydroconversion d’un premier flux de charges hydrocarbonées lourdes contenant une fraction d’au moins 50 % poids ayant une température d'ébullition d'au moins 300°C, et d’hydrocraquage d’un deuxième flux de charges hydrocarbonées contenant une fraction d’au moins 20% poids et de préférence au d’au moins 80% poids ayant une température d'ébullition d’au moins 340°C, comportant au moins les étapes suivantes : - une ou plusieurs d’hydroconversion (a i ) dudit premier flux de charges hydrocarbonées lourdes opérant en présence d'hydrogène dans une ou plusieurs sections d’hydroconversion comportant chacune au moins un réacteur triphasique contenant au moins un catalyseur d'hydroconversion fonctionnant en lit bouillonnant, à une pression absolue comprise entre 2 MPa et 38 MPa, à une température comprise entre 300°C et 550°C, à une vitesse spatiale horaire par rapport au volume de chaque réacteur triphasique comprise entre 0,05 h -1 et 10 h -1 , et avec une quantité d'hydrogène comprise entre 50 Nm 3 /m 3 et 5000 Nm 3 /m 3 , de manière à obtenir un effluent liquide hydroconverti à teneur réduite en asphaltènes C 7 , en Carbone Conradson, en métaux, en soufre et en azote ; - une étape de séparation gaz/liquide (e) dans un séparateur gaz/liquide cyclonique dudit effluent liquide hydroconverti ou de la partie légère issue d’une étape de séparation supplémentaire optionnelle (d) dudit effluent hydroconverti, pour produire d’une part un flux gazeux comportant au moins des gaz légers comprenant du dihydrogène, du méthane, de l’éthane, de l’H 2 S, de l’ammoniac, et comportant la fraction naphta, la fraction kérosène et au moins une partie de la fraction gazole, et d’autre part au moins un flux liquide, le séparateur gaz/liquide cyclonique comportant une enceinte contenant un cyclone interne muni de moyens d’injection d’un liquide diluant en entrée et optionnellement en sortie gaz du cyclone interne ; - une étape de fractionnement (f) dans une section de fractionnement d’une partie ou de la totalité du flux liquide issu de l’étape de séparation gaz/liquide (e) produisant au moins une coupe de distillats moyens bouillant majoritairement à une température inférieure à 380°C et une coupe lourde bouillant majoritairement à une température supérieure ou égale à 380°C, ladite coupe lourde contenant une fraction résiduelle bouillant à une température supérieure ou égale à 540°C ; - une étape d’hydrocraquage (j) dudit deuxième flux de charges hydrocarbonées opérant, en présence d’hydrogène et d’au moins un catalyseur d’hydrocraquage en lit fixe, à une température comprise entre 250°C et 480°C, sous une pression comprise entre 2 MPa et 25 MPa, à une vitesse spatiale comprise entre 0,1 h -1 et 6 h -1 et à une quantité d’hydrogène introduite telle que le rapport volumique litre d’hydrogène/litre d’hydrocarbure soit compris entre 100 L/L et 2000 L/L, - une étape de séparation gaz/liquide (k) de l’effluent issu de l’étape (j) pour produire un effluent liquide et un effluent gazeux comprenant au moins de l’hydrogène, - une étape de purification et de compression (l) de l’effluent gazeux comprenant au moins de l’hydrogène dans une section commune de recyclage pour le recyclage de l’hydrogène dans au moins l’étape d’hydrocraquage (j) et au moins une des étapes d’hydroconversion (a i ), - une étape de fractionnement (m) de l’effluent liquide issu de l’étape (k) en au moins un effluent comprenant les produits hydrocarbonés convertis ayant des points d’ébullition inférieurs à 340°C et une fraction liquide non convertie ayant un point d’ébullition supérieur ou égal à 340°C, - une étape d’hydrocraquage (g) de ladite fraction liquide non convertie issue de l’étape de fractionnement (m) opérant, en présence d'hydrogène et d’un catalyseur d’hydrocraquage en lit fixe à une température comprise entre 250°C et 480°C, sous une pression comprise entre 2 et 25 MPa, à une vitesse spatiale comprise entre 0,1 h -1 et 6 h -1 et à une quantité d’hydrogène introduite telle que le rapport volumique litre d’hydrogène/litre d’hydrocarbure soit compris entre 100 et 2000 L/L, - une étape d’hydrotraitement (h) de l’effluent issu de l’étape d’hydrocraquage (g) en mélange avec au moins ledit flux gazeux issu de l’étape de séparation gaz/liquide (e), ladite étape (h) d’hydrotraitement opérant en présence d'hydrogène et d’au moins un catalyseur d’hydrotraitement en lit fixe, à une température comprise entre 200°C et 390°C, sous une pression comprise entre 2 MPa et 16 MPa, à une vitesse spatiale comprise entre 0,2 h -1 et 5 h -1 et à une quantité d’hydrogène introduite telle que le rapport volumique litre d’hydrogène/litre d’hydrocarbure soit compris entre 100 et 2000 L/L. Selon une ou plusieurs mise en œuvre de l'invention, la coupe de distillats moyens bouillant majoritairement à une température inférieure à 380°C issue de l’étape de fractionnement (f) est envoyée, en partie ou en totalité, à l’étape (h) d’hydrotraitement en lit fixe. Selon une ou plusieurs mise en œuvre de l'invention, l’hydrogène issu de l’étape de purification et de compression (l) est recyclé dans toutes les étapes d’hydroconversion (ai), d’hydrocraquage (j) et (g) et d’hydrotraitement (h). Selon une ou plusieurs mise en œuvre de l'invention, on injecte le liquide diluant selon un premier flux par une première injection à l’entrée du cyclone interne du séparateur gaz/liquide cyclonique, et également de préférence selon un deuxième flux par une deuxième injection en sortie gaz du cyclone interne. Selon une ou plusieurs mise en œuvre de l'invention, le liquide diluant injecté à l’entrée et optionnellement à la sortie du cyclone interne du séparateur gaz/liquide à l’étape est un liquide hydrocarboné. Selon une ou plusieurs mise en œuvre de l'invention, le liquide diluant comprend une coupe gazole bouillant entre 250°C et 380°C. Selon une ou plusieurs mise en œuvre de l'invention, le liquide diluant est une partie de la coupe de distillats moyens bouillant majoritairement à une température comprise entre 250°C et 380°C provenant de l’étape de fractionnement (f). Selon une ou plusieurs mise en œuvre de l'invention, lors de l’étape de séparation gaz/liquide (e), on réalise une première séparation centrifuge du liquide et du gaz à l’extrémité d’une conduite d’entrée du séparateur gaz/liquide cyclonique, ladite extrémité comportant au moins un coude, on réalise une deuxième séparation centrifuge du liquide et du gaz d’un mélange gaz/liquide envoyé dans le cyclone interne, on injecte le liquide diluant en entrée et optionnellement en sortie dudit cyclone interne, et on évacue le flux gazeux séparé au sommet et le flux liquide séparé au fond dudit séparateur gaz/liquide cyclonique. Selon une ou plusieurs mise en œuvre de l'invention, le procédé comporte n étapes d’hydroconversion (a i ) et comporte en outre une étape de séparation intermédiaire ( b p ) dans une section de séparation intermédiaire entre deux étapes d’hydroconversion consécutives produisant une fraction légère et une fraction lourde, n’étant supérieur ou égal à 2, et de préférence égal à 2, i étant un entier allant de 1 à n, p étant un entier allant de 1 à (n-1). Selon une ou plusieurs mise en œuvre de l'invention, on envoie la fraction légère de la ou les étapes de séparation intermédiaires (b p ) dans le séparateur gaz/liquide cyclonique à l’étape de séparation gaz/liquide (e). Selon une ou plusieurs mise en œuvre de l'invention, le procédé comporte l’étape supplémentaire de séparation (d) dans une section de séparation produisant en outre une partie lourde envoyée à l’étape de fractionnement (f). Selon une ou plusieurs mise en œuvre de l'invention, le deuxième flux de charges hydrocarbonées est envoyé dans une étape d’hydrotraitement (i) avant d’être envoyé dans l’étape d’hydrocraquage (j), l’étape d’hydrotraitement (i) opérant en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydrotraitement et à une température comprise entre 200°C et 400°C, sous une pression comprise entre 2 et 16 MPa, à une vitesse spatiale comprise entre 0,2 h -1 et 5 h -1 et à une quantité d’hydrogène introduite telle que le rapport volumique litre d’hydrogène/litre d’hydrocarbure soit compris entre 100 et 2000 L/L. Selon une ou plusieurs mise en œuvre de l'invention, le mélange envoyé à l’étape d’hydrotraitement (h) comprend en outre une charge liquide hydrocarbonée additionnelle comprenant au moins 95% poids de composés bouillants à une température d'ébullition comprise entre 150°C et 400°C, distincte de l’effluent issu de l’étape d’hydrocraquage (g). Selon une ou plusieurs mise en œuvre de l'invention, ladite charge liquide hydrocarbonée additionnelle est choisie parmi un gazole issu du fractionnement atmosphérique d’un pétrole brut , un distillat sous vide léger, et des charges liquides hydrocarbonées issues d’une unité de cokéfaction, de préférence le gazole de ladite unité de cokéfaction, d'une unité de viscoréduction, d'une unité de vapocraquage et/ou d'une unité de craquage catalytique, de préférence gazoles légers issus d'une unité de craquage catalytique, et un gazole issu de la conversion de biomasse. Selon une ou plusieurs mise en œuvre de l'invention, au moins une partie de l’effluent issu de l’étape d’hydrotraitement (h) est recyclée dans l’étape (k) de séparation gaz/liquide. Selon une ou plusieurs mise en œuvre de l'invention, le catalyseur d’hydroconversion de la ou les étapes d’hydroconversion (a i ) et le catalyseur d’hydrotraitement d’au moins l’étape (h) contient au moins un métal du groupe VIII non-noble choisi parmi le nickel et le cobalt et au moins un métal du groupe VIB choisi parmi le molybdène et le tungstène, et comporte un support amorphe, de préférence de l’alumine, et le catalyseur d’hydrocraquage des étapes d’hydrocraquage (j) et (g) comprend au moins un métal du groupe VIII non-noble choisi parmi le nickel et le cobalt et au moins un métal du groupe VIB choisi parmi le molybdène et le tungstène, et un support zéolithique ou silice alumine. Selon une ou plusieurs mise en œuvre de l'invention, les charges hydrocarbonées du premier flux comportent un ou plusieurs résidus sous vide contenant une fraction d’au moins 50% poids ayant une température d'ébullition d'au moins 450°C, de préférence d’au moins 500°C, et plus préférentiellement d’au moins 540°C, et les charges hydrocarbonées du deuxième flux sont choisies parmi : - les distillats sous vide contenant une fraction d’au moins 80% poids ayant une température d'ébullition comprise entre 380°C et 540°C, de préférence choisis parmi les gasoils issus de la distillation directe du brut ou d'unités de conversion et les distillats provenant de désulfuration ou d'hydroconversion de résidus atmosphériques et/ou de résidus sous vide, - les huiles désasphaltées, et - les charges issues de la biomasse, - ou encore leur mélange. Selon une ou plusieurs mise en œuvre de l'invention, les charges hydrocarbonées du deuxième flux sont composées à plus de 50% d’un distillat ou plusieurs distillats sous vide contenant une fraction d’au moins 80% poids ayant une température d'ébullition comprise entre 380°C et 540°C. Selon une ou plusieurs mise en œuvre de l'invention, les charges hydrocarbonées du premier flux consistent en ledit ou lesdites résidus sous vide. D’autres objets et avantages de l’invention apparaîtront à la lecture de la description qui suit d’exemples de réalisations particuliers de l’invention, donnés à titre d’exemples non limitatifs, la description étant faite en référence aux figures annexées décrites ci-après. Liste des figures La figure 1A est un schéma de principe du procédé selon l’invention dans lequel l’effluent hydroconverti de la section d’hydroconversion en lit bouillonnant est envoyé dans le séparateur gaz/liquide cyclonique. La figure 1B est un autre schéma de principe du procédé selon l’invention dans lequel la fraction légère de l’effluent hydroconverti de la section d’hydroconversion en lit bouillonnant est envoyé dans le séparateur gaz/liquide cyclonique. La figure 2 est un schéma du procédé selon un mode de réalisation particulier comportant deux étapes d’hydroconversion en lit bouillonnant avec une étape de séparation intermédiaire et envoi des distillats moyens issu de la section d’hydroconversion à l’étape d’hydrotraitement de la fraction UCO de la section d’hydrocraquage. La figure 3 est un schéma de procédés non intégrés d’hydrocraquage en lit fixe et d’hydroconversion en lit bouillonnant selon l’art antérieur. La figure 4 un schéma représentatif, en coupe, du séparateur gaz/liquide cyclonique de l’étape de séparation gaz/liquide de la section d’hydroconversion en lit bouillonnant. La figure 5 représente un détail, en coupe, de l’entrée du séparateur gaz/liquide cyclonique illustré à la figure 4. La figure 6 est un schéma illustratif selon une vue isométrique du cyclone interne au séparateur gaz/liquide cyclonique représenté à la figure 4. La figure 7 est un schéma illustratif, selon une vue de dessus partielle, d’un exemple de mise en œuvre d’injections latérales de liquide recyclé et/ou d’appoint à l’intérieur de la partie inférieure cylindrique et du fond du séparateur gaz/liquide cyclonique selon un mode de réalisation de l’invention. La Figure 8A est un schéma en vue isométrique illustrant un exemple de mise en œuvre d’un système limitateur de vortex dans le fond du séparateur gaz/liquide cyclonique selon un mode de réalisation de l’invention. La Figure 8B est un schéma en vue de haut du même exemple illustré à la figure 8A. La Figure 9 est un schéma en coupe détaillée d’une lame du système limitateur de vortex tel qu’illustré aux figures 8A et 8B, selon un exemple de réalisation où la lame est évidée sur une partie de sa longueur. Sur les figures, les mêmes références désignent des éléments identiques ou analogues. Procédé intégré d’hydroconversion d’un premier flux de charges hydrocarbonées lourdes (100) contenant une fraction d’au moins 50 % poids ayant une température d'ébullition d'au moins 300°C, et d’hydrocraquage d’un deuxième flux de charges hydrocarbonées (114) contenant une fraction d’au moins 20% poids et de préférence au d’au moins 80% poids ayant une température d'ébullition d’au moins 340°C, comportant au moins les étapes suivantes : - une ou plusieurs d’hydroconversion (a i ) dudit premier flux de charges hydrocarbonées lourdes (100) opérant en présence d'hydrogène dans une ou plusieurs sections d’hydroconversion comportant chacune au moins un réacteur triphasique contenant au moins un catalyseur d'hydroconversion fonctionnant en lit bouillonnant, à une pression absolue comprise entre 2 MPa et 38 MPa, à une température comprise entre 300°C et 550°C, à une vitesse spatiale horaire par rapport au volume de chaque réacteur triphasique comprise entre 0,05 h -1 et 10 h -1 , et avec une quantité d'hydrogène comprise entre 50 Nm 3 /m 3 et 5000 Nm 3 /m 3 , de manière à obtenir un effluent liquide hydroconverti (103) à teneur réduite en asphaltènes C 7 , en Carbone Conradson, en métaux, en soufre et en azote ; - une étape de séparation gaz/liquide (e) dans un séparateur gaz/liquide cyclonique (E) dudit effluent liquide hydroconverti (103) ou de la partie légère (108) issue d’une étape de séparation supplémentaire optionnelle (d) dudit effluent hydroconverti, pour produire d’une part un flux gazeux (110) comportant au moins des gaz légers comprenant du dihydrogène, du méthane, de l’éthane, de l’H2S, de l’ammoniac, et comportant la fraction naphta, la fraction kérosène et au moins une partie de la fraction gazole, et d’autre part au moins un flux liquide (123), ledit séparateur gaz/liquide cyclonique comportant une enceinte contenant un cyclone interne (8) muni de moyens d’injection d’un liquide diluant en entrée et optionnellement en sortie gaz dudit cyclone interne ; - une étape de fractionnement (f) dans une section de fractionnement (F) d’une partie ou de la totalité du flux liquide (123) issu de l’étape de séparation gaz/liquide (e) produisant au moins une coupe de distillats moyens bouillant majoritairement à une température inférieure à 380°C (107) et une coupe lourde bouillant majoritairement à une température supérieure ou égale à 380°C (106), ladite coupe lourde contenant une fraction résiduelle bouillant à une température supérieure ou égale à 540°C ; - une étape d’hydrocraquage (j) dudit deuxième flux de charges hydrocarbonées (114) opérant, en présence d’hydrogène et d’au moins un catalyseur d’hydrocraquage en lit fixe, à une température comprise entre 250°C et 480°C, sous une pression comprise entre 2 MPa et 25 MPa, à une vitesse spatiale comprise entre 0,1 h -1 et 6 h -1 et à une quantité d’hydrogène introduite telle que le rapport volumique litre d’hydrogène/litre d’hydrocarbure soit compris entre 100 L/L et 2000 L/L, - une étape de séparation gaz/liquide (k) de l’effluent (115) issu de l’étape (j) pour produire un effluent liquide (117) et un effluent gazeux comprenant au moins de l’hydrogène (118), - une étape de purification et de compression (l) de l’effluent gazeux comprenant au moins de l’hydrogène (118) dans une section commune de recyclage (L) pour le recyclage de l’hydrogène dans au moins l’étape d’hydrocraquage (j) et au moins une des étapes d’hydroconversion (ai), - une étape de fractionnement (m) de l’effluent liquide (117) issu de l’étape (k) en au moins un effluent comprenant les produits hydrocarbonés convertis ayant des points d’ébullition inférieurs à 340°C et une fraction liquide non convertie (119) ayant un point d’ébullition supérieur à 340°C, - une étape d’hydrocraquage (g) de ladite fraction liquide non convertie (119) issue de l’étape de fractionnement (m) opérant, en présence d'hydrogène et d’un catalyseur d’hydrocraquage en lit fixe à une température comprise entre 250°C et 480°C, sous une pression comprise entre 2 et 25 MPa, à une vitesse spatiale comprise entre 0,1 h -1 et 6 h -1 et à une quantité d’hydrogène introduite telle que le rapport volumique litre d’hydrogène/litre d’hydrocarbure soit compris entre 100 et 2000 L/L, - une étape d’hydrotraitement (h) de l’effluent (112) issu de l’étape d’hydrocraquage (g) en mélange avec au moins ledit flux gazeux (110) issu de l’étape de séparation gaz/liquide (e), ladite étape (h) d’hydrotraitement opérant en présence d'hydrogène et d’au moins un catalyseur d’hydrotraitement en lit fixe, à une température comprise entre 200°C et 390°C, sous une pression comprise entre 2 MPa et 16 MPa, à une vitesse spatiale comprise entre 0,2 h -1 et 5 h -1 et à une quantité d’hydrogène introduite telle que le rapport volumique litre d’hydrogène/litre d’hydrocarbure soit compris entre 100 et 2000 L/L. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la coupe de distillats moyens bouillant majoritairement à une température inférieure à 380°C (107) issue de l’étape de fractionnement (f) est envoyée, en partie ou en totalité, à l’étape (h) d’hydrotraitement en lit fixe. Procédé selon la revendication 1 ou 2, dans lequel l’hydrogène issu de l’étape de purification et de compression (l) est recyclé dans toutes les étapes d’hydroconversion (a i ), d’hydrocraquage (j) et (g) et d’hydrotraitement (h). Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel on injecte ledit liquide diluant selon un premier flux par une première injection (7) à l’entrée du cyclone interne (8) du séparateur gaz/liquide cyclonique (E), et également de préférence selon un deuxième flux par une deuxième injection (3) en sortie gaz dudit cyclone interne (8). Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit liquide diluant injecté à l’entrée et optionnellement à la sortie (10) du cyclone interne (8) du séparateur gaz/liquide (E) à l’étape (e) est un liquide hydrocarboné. Procédé selon la revendication 5, dans lequel le liquide diluant comprend une coupe gazole bouillant entre 250°C et 380°C. Procédé selon la revendication 6, dans lequel ledit liquide diluant est une partie de la coupe de distillats moyens bouillant majoritairement à une température comprise entre 250°C et 380°C (107) provenant de l’étape de fractionnement (f). Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel, lors de l’étape de séparation gaz/liquide (e), on réalise une première séparation centrifuge du liquide et du gaz à l’extrémité d’une conduite d’entrée (2) dudit séparateur gaz/liquide cyclonique (E), ladite extrémité comportant au moins un coude, on réalise une deuxième séparation centrifuge du liquide et du gaz d’un mélange gaz/liquide envoyé dans le cyclone interne (8), on injecte le liquide diluant en entrée et optionnellement en sortie dudit cyclone interne (8), et on évacue le flux gazeux (110) séparé au sommet et le flux liquide (123) séparé au fond dudit séparateur gaz/liquide cyclonique (8). Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, comportant n étapes d’hydroconversion (a i ) et comportant en outre une étape de séparation intermédiaire ( b p ) dans une section de séparation intermédiaire entre deux étapes d’hydroconversion consécutives produisant une fraction légère et une fraction lourde, n étant supérieur ou égal à 2, et de préférence égal à 2, i étant un entier allant de 1 à n, p étant un entier allant de 1 à (n-1). Procédé selon la revendication 9, dans lequel on envoie la fraction légère (109) de la ou les étapes de séparation intermédiaires (b p ) dans le séparateur gaz/liquide cyclonique (E) à l’étape de séparation gaz/liquide (e). Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, comportant l’étape supplémentaire de séparation (d) dans une section de séparation produisant en outre une partie lourde (104) envoyée à l’étape de fractionnement (f). Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit deuxième flux de charges hydrocarbonées est envoyé dans une étape d’hydrotraitement (i) avant d’être envoyé dans ladite étape d’hydrocraquage (j), ladite étape d’hydrotraitement (i) opérant en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydrotraitement et à une température comprise entre 200°C et 400°C, sous une pression comprise entre 2 et 16 MPa, à une vitesse spatiale comprise entre 0,2 h -1 et 5 h -1 et à une quantité d’hydrogène introduite telle que le rapport volumique litre d’hydrogène/litre d’hydrocarbure soit compris entre 100 et 2000 L/L. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le mélange envoyé à l’étape d’hydrotraitement (h) comprend en outre une charge liquide hydrocarbonée additionnelle (126) comprenant au moins 95% poids de composés bouillants à une température d'ébullition comprise entre 150°C et 400°C, distincte de l’effluent (112) issu de l’étape d’hydrocraquage (g). Procédé selon la revendication 13, dans lequel ladite charge liquide hydrocarbonée additionnelle (126) est choisie parmi un gazole issu du fractionnement atmosphérique d’un pétrole brut , un distillat sous vide léger, et des charges liquides hydrocarbonées issues d’une unité de cokéfaction, de préférence le gazole de ladite unité de cokéfaction, d'une unité de viscoréduction, d'une unité de vapocraquage et/ou d'une unité de craquage catalytique, de préférence gazoles légers issus d'une unité de craquage catalytique, et un gazole issu de la conversion de biomasse. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel au moins une partie de l’effluent issu de l’étape d’hydrotraitement (h) est recyclée dans l’étape (k) de séparation gaz/liquide. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le catalyseur d’hydroconversion de la ou les étapes d’hydroconversion (a i ) et le catalyseur d’hydrotraitement d’au moins l’étape (h) contient au moins un métal du groupe VIII non-noble choisi parmi le nickel et le cobalt et au moins un métal du groupe VIB choisi parmi le molybdène et le tungstène, et comporte un support amorphe, de préférence de l’alumine, et le catalyseur d’hydrocraquage des étapes d’hydrocraquage (j) et (g) comprend au moins un métal du groupe VIII non-noble choisi parmi le nickel et le cobalt et au moins un métal du groupe VIB choisi parmi le molybdène et le tungstène, et un support zéolithique ou silice alumine. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel : - les charges hydrocarbonées du premier flux (100) comportent un ou plusieurs résidus sous vide contenant une fraction d’au moins 50% poids ayant une température d'ébullition d'au moins 450°C, de préférence d’au moins 500°C, et plus préférentiellement d’au moins 540°C, et - les charges hydrocarbonées du deuxième flux (114) sont choisies parmi : - les distillats sous vide contenant une fraction d’au moins 80% poids ayant une température d'ébullition comprise entre 380°C et 540°C, de préférence choisis parmi les gasoils issus de la distillation directe du brut ou d'unités de conversion et les distillats provenant de désulfuration ou d'hydroconversion de résidus atmosphériques et/ou de résidus sous vide, - les huiles désasphaltées, et - les charges issues de la biomasse, - ou encore leur mélange. Procédé selon la revendication 17, dans lequel les charges hydrocarbonées du deuxième flux (114) sont composées à plus de 50% d’un distillat ou plusieurs distillats sous vide contenant une fraction d’au moins 80% poids ayant une température d'ébullition comprise entre 380°C et 540°C. Procédé selon la revendication 17 ou 18, dans lequel les charges hydrocarbonées du premier flux (100) consistent en ledit ou lesdites résidus sous vide.