Brevet FR3144154A1 — publié le 20240628

Procédé de traitement d’une charge comprenant une huile de pyrolyse de plastiques et/ou de pneus et/ou de combustibles solides de récupération comprenant des composés halogénés, comprenant : a) une étape d’hydrotraitement pour obtenir un effluent partiellement hydrotraité ayant une teneur en composés halogénés réduites, b) une étape de séparation, alimentée par l’effluent hydrotraité issu de l’étape a) et une solution aqueuse pour obtenir un effluent gazeux, un effluent aqueux et un effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité, c) une étape de craquage catalytique en lit fluidisé ou d’hydroraffinage d’une charge pétrolière et/ou d’une charge issue de la conversion de la biomasse dans laquelle l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité est introduit en tant que co-charge sans subir une autre étape d’hydrotraitement effectuée à température et/ou pression plus élevées au préalable, le mélange charge pétrolière et/ou biomasse et l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité ayant une teneur en composés halogénés inférieure ou égale à 10 ppm poids. PROCEDE DE TRAITEMENT D’HUILES DE PYROLYSE POUR VALORISATION DANS UNE UNITE DE CRAQUAGE CATALYTIQUE OU DES UNITES D’HYDRORAFFINAGE La présente invention concerne un procédé de traitement d’une huile de pyrolyse de plastiques et/ou de pneus et/ou de combustibles solides de récupération (CSR) afin d’obtenir une huile de pyrolyse partiellement hydrotraitée qui peut être valorisée en tant que co-charge avec des charges pétrolières et/ou des charges issues de la conversion de la biomasse dans une unité d’une raffinerie telle qu’une unité de craquage catalytique en lit fluidisé ou des unités d’hydroraffinage utilisant de l’hydrogène telles qu’une unité d’hydrotraitement, d’hydrocraquage ou d’hydroconversion. Plus particulièrement, la présente invention concerne un procédé de traitement d’une huile de pyrolyse en vue de l’élimination de ses composés halogénés afin de pouvoir valoriser cette huile facilement dans les unités existantes d’une raffinerie. Les déchets plastiques sont généralement des mélanges de plusieurs polymères, par exemple des mélanges de polyéthylène, de polypropylène, de polyéthylène téréphtalate, de polychlorure de vinyle, de polystyrène. De plus, en fonction des usages, les plastiques peuvent contenir, en plus des polymères, d’autres composés, comme des plastifiants, des pigments, des colorants ou encore des résidus de catalyseurs de polymérisation. Les déchets plastiques peuvent en outre contenir, de manière minoritaire, de la biomasse provenant par exemple des ordures ménagères. Le traitement des déchets d’une part, notamment le stockage, les traitements mécaniques, le tri, la pyrolyse, et aussi le stockage et le transport de l’huile de pyrolyse d’autre part peuvent également induire de la corrosion. Quant aux pneus, ils sont principalement constitués de gommes pour leur propriété élastique (mélange d’élastomères de type caoutchoucs naturels et synthétiques réticulés, additionnés d’adjuvants du type silice, résine, soufre, oxyde de zinc, noir de carbone, etc.) et de fibres textiles et métalliques pour leur propriété de renfort. Les combustibles solides de récupération (CSR), aussi appelés « refuse derived fuel » (RDF), ou encore « solid recovered fuels » (SRF) selon la terminologie anglo-saxonne, sont des déchets non dangereux solides préparés en vue d’une valorisation énergétique, qu’ils proviennent de déchets ménagers et assimilés, de déchets d’activités économiques ou de déchets de construction démolition. Les CSR sont généralement un mélange de n'importe quel déchet combustible tel que des pneus usés, des sous-produits alimentaires (graisses, farines animales, etc.), des déchets de viscose et de bois, des fractions légères issues de déchiqueteuses (par exemple de véhicules usagés, d'équipements électriques et électroniques (DEEE), des déchets ménagers et commerciaux, des résidus du recyclage de divers types de déchets, dont de certains déchets municipaux, les déchets plastiques, textiles, bois entre autres. Les CSR contiennent en général des déchets plastiques. Les plastiques issus des filières de collecte et de tri ou les pneus recyclés ou encore les CSR peuvent subir une étape de pyrolyse afin d’obtenir entre autres des huiles de pyrolyse. Ces huiles comprennent généralement beaucoup d’impuretés, en particulier des composés halogénés, notamment des composés à base de chlore, mais aussi des dioléfines, des oléfines, des métaux, notamment du fer, du silicium, ou encore des hétéroéléments comme du soufre, de l’oxygène et de l’azote, et des insolubles. Ces huiles de pyrolyse de plastiques et/ou de pneus et/ou de CSR sont généralement brûlées pour générer de l’électricité et/ou utilisées en tant que combustible dans des chaudières industrielles ou de chauffage urbain. Une autre voie de valorisation des huiles de pyrolyse est l’utilisation de ces huiles de pyrolyse en tant que charge d’une unité de vapocraquage afin de (re)créer des oléfines, ces dernières étant des monomères constitutifs de certains polymères. Cependant, les huiles de pyrolyse de plastiques et/ou de pneus ont des impuretés à des teneurs souvent élevées et incompatibles avec les unités de vapocraquage ou les unités situées en aval des unités de vapocraquage, notamment les procédés de polymérisation et les procédés d’hydrogénation sélective. Une voie pour éliminer ces impuretés contenues dans les huiles de pyrolyse est d’effectuer un hydrotraitement en présence de catalyseurs. Les unités de vapocraquage exigent des puretés de charge très élevées, notamment des teneurs en chlore, en dioléfines, en oléfines, en métaux et en de soufre peu élevées. L’hydrotraitement en amont du vapocraquage est alors souvent effectué en plusieurs étapes et dans des conditions assez poussées notamment en termes de température et de pression afin d’atteindre les spécifications requises. De tels procédés sont par exemple décrits dans WO2016/142808, WO2016/142809, WO2018/055555, WO2021/110395 ou WO2021/165178. Une autre voie de valorisation des huiles de pyrolyse de plastiques et/ou de pneus est l’utilisation de ces huiles de pyrolyse en tant que charge dans des unités de craquage catalytique en lit fluidisé (ou FCC pour fluid catalytic cracking selon la terminologie anglo-saxonne) afin de produire essentiellement de l’essence. De tels procédés sont par exemple décrits dans US10442997 , WO2021/133893, WO2021/133889, WO2021/133895 et WO2021/201932. Bien que les exigences en termes de spécifications soient différentes et souvent moindres en termes de pureté pour une charge FCC, les hydrotraitements effectués en amont pour éliminer les impuretés décrites dans l’état de la technique sont généralement également effectués dans des conditions assez poussées. Le document WO2021/201932 décrit par exemple un prétraitement du FCC par hydrotraitement à une température comprise entre 349-415°C (660-780°F) et une pression comprise entre 6,8 et 13,8 MPa (68-138 bars, 1000-2000 psi). La présente invention propose un procédé d’hydrotraitement doux d’une huile de pyrolyse de plastiques et/ou de pneus et/ou de CSR permettant notamment de réduire sa teneur en composés halogénés, et notamment en chlore, afin d’obtenir une huile de pyrolyse débarrassée de la plupart des composés halogénés et qui peut ensuite être envoyée en tant que co-charge avec des charges pétrolières et/ou des charges issues de la conversion de la biomasse dans une unité de raffinerie telle qu’une unité FCC ou une unité d’hydroraffinage utilisant de l’hydrogène telle qu’une unité d’hydrocraquage, d’hydrotraitement ou d’hydroconversion. Le chlore est généralement le contaminant limitant pour traiter les huiles de pyrolyse dans les unités existantes d’une raffinerie. En effet, le chlore, même à faible teneur ( Contrairement aux procédés d’hydrotraitement décrits dans l’état de la technique, le procédé selon l’invention vise un hydrotraitement doux, notamment à basse pression et températures modérées. Les conditions opératoires douces dans l’hydrotraitement, combinées avec une étape de séparation avec lavage permettent d’éliminer en grande partie les composés halogénés tout en préservant au maximum les dioléfines et les oléfines qui sont par exemple valorisables dans le FCC (pour la production de propylène). Le procédé selon l’invention est principalement axé sur l’élimination des composés halogénés afin de rendre l’huile de pyrolyse compatible comme charge dans les unités en aval. Le procédé selon l’invention ne vise pas obligatoirement un hydrotraitement de l’huile complet. Les autres impuretés contenues dans les huiles de pyrolyse (métaux, silicium, azote…) ne sont pas nécessairement complètement éliminées lors du procédé selon l’invention, bien que les conditions opératoires permettent d’en éliminer au moins une partie. Ces impuretés seront éventuellement converties ou éliminées dans les unités en aval, les teneurs résiduelles en impuretés étant compatibles avec ces unités. L’hydrotraitement « doux » de la présente invention est un hydrotraitement effectué dans des conditions de pression, de température et de vitesse volumique horaire judicieusement choisies et généralement plus modérées par rapport aux hydrotraitements classiques connus de l’état de la technique visant à éliminer toutes les impuretés. L’hydrotraitement de la présente invention permet notamment d’éliminer en grande partie les composés halogénés tout en préservant au maximum les dioléfines et les oléfines. L’objectif de la présente invention est alors de proposer un procédé de traitement d’huiles de pyrolyse de plastiques et/ou de pneus peu couteux, facile à effectuer et facilement intégrable dans les unités de raffineries existantes. Le fait d’utiliser des conditions opératoires douces permet de minimiser la consommation d’hydrogène minimisant ainsi le coût de cette purification et ainsi que les coûts d’exploitation et d’investissements tout en éliminant au maximum la teneur en chlore. De plus, le procédé selon l’invention peut être effectué dans une unité dédiée aux huiles de pyrolyse, et donc dans une unité à faible capacité permettant d’obtenir une huile de pyrolyse partiellement hydrotraitée avec une teneur en composés halogénés suffisamment faible pour être envoyée directement en co-processing dans une unité de raffinerie existante. Les unités existantes n’ont pas besoin d’être modifiées. L’unité du procédé selon l’invention est facilement intégrable dans les unités de raffinage et peut en plus utiliser, grâce à la faible pression requise, des unités d’alimentation d’hydrogène déjà existantes dans la raffinerie. Plus précisément, l’invention concerne un procédé de traitement d’une charge dite de pyrolyse, comprenant une huile de pyrolyse de plastiques et/ou de pneus et/ou de combustibles solides de récupération comprenant des composés halogénés, ledit procédé comprenant : a) une étape d’hydrotraitement mise en œuvre dans une section réactionnelle d’hydrotraitement comprenant au moins un catalyseur d’hydrotraitement, ladite section réactionnelle d’hydrotraitement étant alimentée au moins par la charge de pyrolyse et un flux gazeux comprenant de l’hydrogène, ladite section réactionnelle d’hydrotraitement étant mise en œuvre à une température moyenne entre 100 et 220°C, une pression partielle d’hydrogène entre 1,0 et 3,0 MPa abs. et une vitesse volumique horaire entre 0,05 et 5 h -1 , la couverture en hydrogène étant comprise entre 5 et 50 Nm 3 d’hydrogène par m 3 de charge de pyrolyse, pour obtenir un effluent partiellement hydrotraité ayant des composés hydrocarbonés présentant une teneur en halogène réduite, b) une étape de séparation, alimentée par l’effluent partiellement hydrotraité issu de l’étape a) et une solution aqueuse pour obtenir au moins un effluent gazeux, un effluent aqueux et un effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité, c) une étape de craquage catalytique en lit fluidisé ou d’hydroraffinage d’une charge pétrolière et/ou d’une charge issue de la conversion de la biomasse dans laquelle au moins une partie de l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) est introduite en tant que co-charge, ledit effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) étant introduit sans subir au préalable une autre étape d’hydrotraitement effectuée à température et/ou pression plus élevées que la température et/ou pression de l’étape a), ledit mélange de ladite charge pétrolière et/ou de ladite charge issue de la conversion de la biomasse et de l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) ayant une teneur en halogènes inférieure ou égale à 10 ppm poids. Selon une variante, le ratio massique entre le débit de l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) et le débit de charge pétrolière et/ou de charge issue de la conversion de la biomasse introduit dans l’étape c) est inférieur à 1. Selon une variante, la charge de pyrolyse est constituée d’une huile de pyrolyse de plastiques et/ou de pneus et ou de combustibles solides de récupération. Selon une variante, la teneur en composés halogénés de ladite charge de pyrolyse est comprise entre 1 et 5000 ppm poids. Selon une variante, ledit catalyseur d’hydrotraitement de l’étape a) comprend un support choisi parmi l’alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie, les argiles et leurs mélanges et une fonction hydro-déshydrogénante comprenant soit au moins un élément du groupe VIII et au moins un élément du groupe VIB, soit au moins un élément du groupe VIII. Selon une variante, ledit procédé comprend au moins une étape a0) de prétraitement de la charge de pyrolyse comprenant une huile de pyrolyse de plastiques et/ou de pneus et/ou de CSR, ladite étape de prétraitement étant mise en œuvre en amont de l’étape a) et comprend une étape d’adsorption et/ou une étape de filtration et/ou une étape de centrifugation et/ou une étape de décantation et/ou une étape de séparation électrostatique et/ou une étape d’un lavage à l’aide d’une solution aqueuse et/ou une étape de stripage gazeux. Selon une variante, la charge pétrolière est choisie parmi les essences, les gazoles, les gazoles sous vide, les résidus atmosphériques, les résidus sous vide, les distillats atmosphériques, les distillats sous vide, des fuels lourds, les huiles, les cires et les paraffines, les huiles usagées, les résidus ou les bruts désasphaltés, les charges pétrolières provenant des procédés de conversions thermiques ou catalytiques, ou des mélanges de telles charges. Selon une variante, la charge issue de la biomasse est choisie parmi les huiles végétales, les huiles d'algues ou algales, les huiles de poissons, les huiles alimentaires usagées, et les graisses d'origine végétale ou animale; les esters méthyliques d’acides gras d’origine végétale et/ou animale, les esters méthyliques d’acides gras d’huiles végétales alimentaires usagées, les charges provenant des procédés de conversions thermiques ou catalytiques de biomasse, ou des mélanges de telles charges. Selon une variante, la section réactionnelle de l’étape a) met en œuvre aux moins deux réacteurs fonctionnant en mode permutable. Selon une variante, l’étape c) de craquage catalytique en lit fluidisé est mise en œuvre dans une section réactionnelle de craquage catalytique en lit fluidisé dans un réacteur sensiblement vertical soit en mode ascendant soit en mode descendant en présence d’un catalyseur de zéolite à une température de réacteur comprise entre 450°C et 600°C avec un temps de contact dans le réacteur inférieur à 1 minute. Selon une variante, l’étape c) d’hydroraffinage est une étape d’hydrotraitement mise en œuvre dans une section réactionnelle d’hydrotraitement comprenant au moins un catalyseur d’hydrotraitement, ladite section réactionnelle d’hydrotraitement étant alimentée par un flux gazeux comprenant de l’hydrogène, ladite section réactionnelle d’hydrotraitement étant mise en œuvre à une température moyenne entre 180 et 480°C, une pression partielle d’hydrogène entre 0,5 et 25 MPa abs., une vitesse volumique horaire entre 0,1 et 20 h -1 , et une couverture en hydrogène comprise entre 50 et 5000 Nm 3 d’hydrogène par m 3 de charge. Selon une variante, l’étape c) d’hydroraffinage est une étape d’hydrocraquage mise en œuvre dans une section réactionnelle d’hydrocraquage comprenant au moins un catalyseur d'hydrocraquage, ladite section réactionnelle d’hydrocraquage étant alimentée par un flux gazeux comprenant de l’hydrogène, ladite section réactionnelle d’hydrocraquage ment étant mise en œuvre à une température moyenne entre 250 et 480°C, une pression partielle d’hydrogène entre 2 et 25 MPa abs., une vitesse volumique horaire entre 0,5 et 40 h -1 , et une couverture en hydrogène comprise entre 80 et 5000 Nm 3 d’hydrogène par m 3 de charge. Selon une variante, l’étape c) d’hydroraffinage est une étape d’hydroconversion mise en œuvre dans une section réactionnelle d’hydroconversion comprenant au moins un catalyseur d’hydroconversion, ladite section réactionnelle d’hydroconversion étant alimentée par un flux gazeux comprenant de l’hydrogène, ladite section réactionnelle d’hydroconversion étant mise en œuvre à une température moyenne entre 340 et 550°C, une pression partielle d’hydrogène entre 2 et 38 MPa abs., une vitesse volumique horaire entre 0,05 et 10 h -1 , et une couverture en hydrogène comprise entre 50 et 5000 Nm 3 d’hydrogène par m 3 de charge. Dans la suite du texte, on entend par « huile de pyrolyse » une huile issue de la pyrolyse de plastiques et/ou de pneus et/ou de CSR, sauf indication contraire. Selon la présente invention, les pressions sont des pressions absolues, encore notées abs., et sont données en MPa absolus (ou MPa abs.), sauf indication contraire. Selon la présente invention, les expressions « compris entre … et … » et « entre …. et … » sont équivalentes et signifient que les valeurs limites de l’intervalle sont incluses dans la gamme de valeurs décrite. Si tel n’était pas le cas et que les valeurs limites n’étaient pas incluses dans la gamme décrite, une telle précision sera apportée par la présente invention. Dans le sens de la présente invention, les différentes plages de paramètre pour une étape donnée tels que les plages de pression et les plages de température peuvent être utilisés seul ou en combinaison. Par exemple, dans le sens de la présente invention, une plage de valeurs préférées de pression peut être combinée avec une plage de valeurs de température plus préférées. Dans la suite, des modes de réalisation particuliers et/ou préférés de l’invention peuvent être décrits. Ils pourront être mis en œuvre séparément ou combinés entre eux, sans limitation de combinaison lorsque c’est techniquement réalisable. Dans la suite, les groupes d'éléments chimiques sont donnés selon la classification CAS (CRC Handbook of Chemistry and Physics, éditeur CRC press, rédacteur en chef D.R. Lide, 81 ème édition, 2000-2001). Par exemple, le groupe VIII (ou VIIIB) selon la classification CAS correspond aux métaux des colonnes 8, 9 et 10 selon la nouvelle classification IUPAC. La teneur en métaux est mesurée par fluorescence X. DESCRIPTION DETAILLEE La charge de pyrolyse Selon l’invention, une « huile de pyrolyse de plastiques ou huile de pyrolyse de pneus ou huile de pyrolyse de CSR » est une huile, avantageusement sous forme liquide à température ambiante, issue de la pyrolyse de plastiques, de préférence de déchets plastiques provenant notamment de filières de collecte et de tri, ou issue de la pyrolyse de pneus usés ou encore de la pyrolyse de CSR. Elle comprend en particulier un mélange de composés hydrocarbonés, notamment des paraffines, des oléfines (mono- et/ou dioléfines), des naphtènes et des aromatiques. Au moins 80% poids de ces composés hydrocarbonés ont de préférence un point d’ébullition inférieur à 700°C, et de manière préférée inférieur à 550°C. En particulier, selon l’origine de l’huile de pyrolyse, celle-ci peut comprendre jusqu’à 70% poids en paraffines, jusqu’à 90 % poids en naphtènes, jusqu’à 90 % poids en oléfines et jusqu’à 90 % poids en aromatiques, étant entendu que la somme des paraffines, des naphtènes, des oléfines et des aromatiques est égale à 100 % poids des composées hydrocarbonés. L’huile de pyrolyse peut comprendre des dioléfines. La teneur en dioléfines est communément déterminée indirectement comme l’indice d’anhydride maléique (ou MAV pour Maleic Anhydrid Value selon la terminologie anglo-saxonne). La méthode est basée sur la réaction d’addition de Diels-Alder entre les dioléfines conjuguées et l’anhydride maléique. La méthode de détermination de la MAV est décrite dans C. López-García et al., Near Infrared Monitoring of Low Conjugated Diolefins Content in Hydrotreated FCC Gasoline Streams, Oil & Gas Science and Technology – Rev. IFP, Vol. 62 (2007), No. 1, pp. 57-68. La MAV est exprimée en mg d’anhydride maléique ayant réagi avec 1 g d’échantillon (mg/g). La MAV varie entre 5 et 100 mg/g dans les huiles de pyrolyse. La densité de l’huile de pyrolyse, mesurée à 15°C selon la méthode ASTM D4052, est généralement comprise entre 0,75 g/cm 3 et 0,99 g/cm 3 , de préférence comprise entre 0,75 g/cm 3 et 0,95 g/cm 3 . L’huile de pyrolyse peut comprendre, et le plus souvent comprend, en outre des impuretés comme des métaux, notamment du fer, du silicium, des composés halogénés, notamment des composés chlorés. Ces impuretés peuvent être présentes dans l’huile de pyrolyse à des teneurs élevées, par exemple jusqu’à 500 ppm poids ou encore 700 ppm poids voire 1000 ppm poids, et même 5000 ppm poids, d’éléments halogène (notamment du chlore mais aussi du brome, du fluor, de l’iode ou de l'astate) apportés par des composés halogénés, et généralement entre 1 et 1000 ppm poids ou entre 1 et 700 ppm poids ou encore entre 1 et 500 ppm poids d’éléments halogène. L’huile de pyrolyse peut contenir jusqu’à 500 ppm poids ou encore 700 ppm poids voire 1000 ppm poids et même 5000 ppm poids d’élément chlore apportés par des composés chlorés, et généralement entre 1 et 1000 ppm poids ou entre 1 et 700 ppm poids ou encore entre 1 et 500 ppm poids d’éléments chlore. L’huile peut comprendre jusqu’à 200 ppm poids, voire 1500 ppm poids d’éléments métalliques ou semi-métalliques, et généralement entre 1 et 200 ppm poids ou entre 1 et 1500 ppm poids d’éléments métalliques ou semi-métalliques. Les métaux alcalins, les alcalino terreux, les métaux de transition, les métaux pauvres et les métalloïdes peuvent être assimilés aux contaminants de nature métallique, appelés métaux ou éléments métalliques ou semi métalliques. De manière particulière, les métaux ou éléments métalliques ou semi métalliques comprennent du silicium, du fer ou ces deux éléments. L’huile de pyrolyse peut notamment comprendre jusqu’à 200 ppm poids ou encore 1000 ppm poids de silicium, et généralement entre 1 et 200 ppm poids ou entre 1 et 1000 ppm poids ou encore entre 1 et 500 ppm poids de silicium. L’huile de pyrolyse peut notamment comprendre jusqu’à 50 ppm poids ou encore 100 ppm poids de fer, et généralement entre 1 et 50 ppm poids ou entre 1 et 100 ppm poids de fer. L’huile de pyrolyse peut également comprendre du phosphore, du sodium, du calcium, du potassium et du magnésium. L’huile de pyrolyse peut également comprendre d’autres impuretés comme des hétéroéléments apportés notamment par des composés soufrés, des composés oxygénés et/ou des composés azotés, à des teneurs généralement inférieures à 40000 ppm poids d’hétéroéléments et de préférence inférieures à 15500 ppm poids d’hétéroéléments, et généralement entre 1 et 40000 ppm poids ou entre 1 et 15500 ppm poids d’hétéroéléments. Les composés soufrés sont généralement présents dans une teneur inférieure à 15000 ppm poids et de préférence inférieure à 10000 ppm poids, et généralement entre 1 et 15000 ppm poids ou entre 1 et 10000 ppm poids de composés soufrés. Les composés oxygénés sont généralement présents dans une teneur inférieure à 15000 ppm poids et de préférence inférieure à 10000 ppm poids, et généralement entre 1 et 15000 ppm poids ou entre 1 et 10000 ppm poids de composés oxygénés. Les composés azotés sont généralement présents dans une teneur inférieure à 10000 ppm poids et de préférence inférieure à 5000 ppm poids, et généralement entre 1 et 10000 ppm poids ou entre 1 et 5000 ppm poids de composés azotés. Les teneurs en composés soufrés, oxygénés et/ou azotés dépendent souvent de l’origine de l’huile. Ainsi, les huiles de pyrolyse de pneus contiennent généralement plus d’hétéroéléments que les huiles de pyrolyse de plastiques, notamment des composés soufrés. L’huile de pyrolyse peut également comprendre d’autres impuretés comme des métaux lourds tels que le mercure, l'arsenic, le zinc et le plomb, par exemple jusqu’à 100 ppb poids ou encore 200 ppb poids de mercure ou d’arsenic, et généralement entre 1 et 200 ppb poids ou entre 1 et 100 ppb poids de métaux lourds. La charge de pyrolyse du procédé selon l’invention comprend au moins une huile de pyrolyse de plastiques et/ou de pneus et/ou de CSR. Ladite charge peut être constituée uniquement d’huile(s) de pyrolyse. De préférence, ladite charge comprend au moins 50% poids, de manière préférée entre 70 et 100% poids, d’huile de pyrolyse par rapport au poids total de la charge, c’est-à-dire de préférence entre 50 et 100% poids, de manière préférée entre 70% et 100% poids de d’huile de pyrolyse de plastiques. De manière particulièrement préférée, la charge de pyrolyse du procédé selon l’invention est constituée uniquement d’huile(s) de pyrolyse de plastiques et/ou de pneus et/ou de CSR. Dans le cas d’un mélange d’une huile de pyrolyse de plastiques, d’une huile de pyrolyse de pneus et/ou d’une huile de pyrolyse de CSR, ce mélange peut être effectué dans n’importe quelle proportion. Selon une autre variante, la charge de pyrolyse du procédé selon l’invention introduite dans l’étape a) peut comprendre en plus de l’huile ou des huiles de pyrolyse, une charge pétrolière conventionnelle ou une charge issue de la conversion de la biomasse qui est alors co-traitée avec l’huile de pyrolyse de la charge. La charge pétrolière conventionnelle introduite dans l’étape a) peut avantageusement être une coupe ou un mélange de coupes de type naphta ou gazole. La charge issue de la conversion de la biomasse introduite dans l’étape a) peut avantageusement être choisie parmi les huiles végétales, les huiles d'algues ou algales, les huiles de poissons, les huiles alimentaires usagées, et les graisses d'origine végétale ou animale ; ou des mélanges de telles charges. Lesdites huiles végétales peuvent avantageusement être brutes ou raffinées, totalement ou en partie, et issues des végétaux choisis parmi le colza, le tournesol, le soja, le palmier, l'olive, la noix de coco, le coprah, le ricin, le coton, les huiles d'arachides, de lin et de crambe et toutes les huiles issues par exemple du tournesol ou du colza par modification génétique ou hybridation, cette liste n'étant pas limitative. Lesdites graisses animales sont avantageusement choisies parmi le lard et les graisses composées de résidus de l'industrie alimentaire ou issus des industries de la restauration. Les huiles de fritures, les huiles animales variées comme les huiles de poisson, le suif, le saindoux peuvent également être utilisées. La charge issue de la conversion de la biomasse peut également avantageusement être choisi parmi les esters méthyliques d’acides gras d’origine végétale et/ou animale ou encore des esters méthyliques d’acides gras de huiles végétales alimentaires usagées. La charge issue de la conversion de la biomasse peut également être choisie parmi des charges provenant des procédés de conversions thermiques ou catalytiques de biomasse, tel que des huiles qui sont produits à partir de la biomasse, en particulier de la biomasse lignocellulosique, avec diverses méthodes de liquéfaction, telles que la liquéfaction hydrothermale ou la pyrolyse. Le terme « biomasse » fait référence à un matériau dérivé d'organismes récemment vivants, qui comprend les plantes, les animaux et leurs sous-produits. Le terme « biomasse lignocellulosique » désigne la biomasse dérivée de plantes ou de leurs sous-produits. La biomasse lignocellulosique est composée de polymères glucidiques (cellulose, hémicellulose) et d'un polymère aromatique (lignine). La charge issue de la conversion de la biomasse peut également avantageusement être choisie parmi des charges issues de l’industrie papetière. L’huile de pyrolyse de plastiques et/ou de pneus et/ou de CSR peut être issue d’un traitement de pyrolyse thermique, catalytique ou encore être préparée par hydropyrolyse (pyrolyse en présence d’un catalyseur et d’hydrogène). Prétraitement (optionnel) Ladite charge comprenant une huile de pyrolyse de plastiques et/ou de pneus et/ou de CSR peut avantageusement être prétraitée dans au moins une étape optionnelle de prétraitement a0), préalablement à l’étape a) d’hydrotraitement, pour obtenir une charge prétraitée qui alimente l’étape a). Selon une variante, cette étape optionnelle de prétraitement a0) permet de diminuer la quantité de contaminants et en particules solides, en particulier la quantité de fer et/ou de silicium et/ou de chlore, éventuellement présents dans la charge comprenant une huile de pyrolyse. Cette étape optionnelle a0) permet notamment l’élimination de sédiments qui peuvent se former du fait du caractère instable des huiles de pyrolyses et/ou d’un problème de compatibilité entre deux charges différentes. Ainsi, une étape optionnelle a0) de prétraitement de la charge comprenant une huile de pyrolyse est avantageusement réalisée en particulier lorsque ladite charge comprend plus de 10 ppm poids, notamment plus de 20 ppm poids, plus particulièrement plus de 50 ppm poids d’éléments métalliques et/ou de particules solides, et en particulier lorsque ladite charge comprend plus de 5 ppm poids de silicium, plus particulièrement plus de 10 ppm poids, voire plus de 20 ppm poids de silicium. De même, une étape optionnelle a0) de prétraitement de la charge comprenant une huile de pyrolyse est avantageusement réalisée en particulier lorsque ladite charge comprend plus de 10 ppm poids, notamment plus de 20 ppm poids, plus particulièrement plus de 50 ppm poids de chlore. Ladite étape optionnelle de prétraitement a0) peut être mise en œuvre par n’importe quelle méthode connue par l’homme du métier permettant de diminuer la quantité de contaminants. Elle peut notamment comprendre une étape d’adsorption et/ou une étape de filtration et/ou une étape de centrifugation et/ou une étape de décantation et/ou une étape de séparation électrostatique et/ou une étape d’un lavage à l’aide d’une solution aqueuse et/ou une étape de stripage gazeux. L’étape optionnelle de prétraitement a0) est avantageusement mise en œuvre à une température entre 20 et 400°C, de préférence entre 40 et 350°C, et à une pression entre 0,15 et 10,0 MPa abs, de préférence entre 0,2 et 7,0 MPa abs. Selon une variante, ladite étape optionnelle de prétraitement a0) est mise en œuvre dans une section d’adsorption opérée en présence d’au moins un adsorbant. L’adsorbant peut être choisie parmi une zéolithe, du charbon actif, une argile, une silice ou une alumine. De préférence, l’adsorbant est une alumine, ayant une surface spécifique supérieure ou égale à 100 m 2 /g, de préférence supérieure ou égale à 200 m 2 /g. La surface spécifique dudit au moins adsorbant est avantageusement inférieure ou égale à 600 m 2 /g, en particulier inférieure ou égale à 400 m 2 /g. La surface spécifique de l’adsorbant est une surface mesurée par la méthode BET, c’est-à-dire la surface spécifique déterminée par adsorption d'azote conformément à la norme ASTM D 3663-78 établie à partir de la méthode BRUNAUER-EMMETT-TELLER décrite dans le périodique 'The Journal of the American Chemical Society", 6Q, 309 (1938). Avantageusement, ledit adsorbant comprend moins de 1% poids d’éléments métalliques, de préférence est exempt d’éléments métalliques. Par éléments métalliques de l’adsorbant, il faut entendre les éléments des groupes 6 à 10 du tableau périodique des éléments (nouvelle classification IUPAC). Le temps de séjour de la charge dans la section d’adsorption est généralement compris entre 1 et 180 minutes. Ladite section d’adsorption de l’étape optionnelle a0) comprend au moins une colonne d’adsorption, de préférence comprend au moins deux colonnes d’adsorption, préférentiellement entre deux et quatre colonnes d’adsorption, contenant ledit adsorbant. Lorsque la section d’adsorption comprend deux colonnes d’adsorption, un mode de fonctionnement peut être un fonctionnement appelé « en swing », selon le terme anglo-saxon consacré, dans lequel l’une des colonnes est en ligne, c’est-à-dire en fonctionnement, tandis que l’autre colonne est en réserve. Lorsque l’absorbant de la colonne en ligne est usé, cette colonne est isolée tandis que la colonne en réserve est mise en ligne, c’est-à-dire en fonctionnement. L’absorbant usé peut être ensuite régénéré in situ et/ou remplacé par de l’absorbant frais pour que la colonne le contenant puisse à nouveau être remise en ligne une fois que l’autre colonne aura été isolée. Un autre mode de fonctionnement est d’avoir au moins deux colonnes fonctionnant en série. Lorsque l’absorbant de la colonne placée en tête est usé, cette première colonne est isolée et l’absorbant usée est soit régénéré in situ ou remplacé par de l’absorbant frais. La colonne est ensuite remise en ligne en dernière position et ainsi de suite. Ce fonctionnement est appelé mode permutable, ou selon le terme anglais « PRS » pour Permutable Reactor System ou encore « lead and lag » selon le terme anglo-saxon consacré. L’association d’au moins deux colonnes d’adsorption permet de palier à l’empoisonnement et/ou au colmatage possible et éventuellement rapide de l’adsorbant sous l’action conjointe des contaminants métalliques, des dioléfines, des gommes issues des dioléfines et des insolubles éventuellement présents dans l’huile de pyrolyse à traiter. La présence d’au moins deux colonnes d’adsorption facilite en effet le remplacement et/ou la régénération de l’adsorbant, avantageusement sans arrêt de l’unité de prétraitement, voire du procédé, permettant ainsi de diminuer les risques de colmatage et donc d’éviter l’arrêt de l’unité dû au colmatage, de maitriser les coûts et de limiter la consommation d’adsorbant. Selon une autre variante, ladite étape optionnelle de prétraitement a0) est mise en œuvre dans une section de lavage avec une solution aqueuse, par exemple de l’eau ou une solution acide ou basique. Cette section de lavage peut comporter des équipements permettant de mettre en contact la charge avec la solution aqueuse et de séparer les phases de manière à obtenir la charge prétraitée d’une part et la solution aqueuse comprenant des impuretés d’autre part. Parmi ces équipements, il peut y avoir par exemple un réacteur agité, un décanteur, un mélangeur-décanteur et/ou une colonne de lavage à co- ou contre-courant. Selon une autre variante, ladite étape optionnelle de prétraitement a0) est mise en œuvre par filtration. L’étape de filtration permet d’éliminer les solides inorganiques, des sédiments et/ou des fines contenu dans la charge, notamment les métaux, les oxydes métalliques et les chlorures métalliques. On utilise généralement un filtre dont la taille (par exemple le diamètre ou diamètre équivalent) des pores est inférieure à 25 µm, de préférence inférieure ou égale à 10 µm, de manière encore plus préférée inférieure ou égale à 5 µm. Selon une autre variante, on peut utiliser un filtre dont la taille des pores est inférieure à 25 µm mais supérieure à 5 µm. On peut également utiliser une série de filtres avec différentes tailles de pores, notamment une série de filtres ayant des tailles de pores décroissantes dans le sens de la circulation de la charge. Ces médias filtrants sont bien connus pour des utilisations industrielles. Les filtres à cartouche, les filtres auto-nettoyants, sont par exemple adaptés. L'extrait sec peut être mesuré par exemple par le test Heptane Insolubles, Méthode ASTM D-3279. La teneur en insolubles dans l'heptane doit être réduite à moins de 0,5 % en poids, de préférence à moins de 0,1 %. Selon un mode de réalisation particulier, l’étape de prétraitement a0) par filtration comprend au moins un filtre dont la taille des pores est inférieure à 10 microns, et de préférence supérieure à 5 µm, éventuellement suivi d’un système de filtration dont la taille des pores est inférieure à 2 µm et de préférence inférieure à 1 µm. Selon un autre mode de réalisation particulier, l’étape de prétraitement a0) par filtration comprend au moins un filtre dont la taille des pores est inférieure à 10 µm, et de préférence supérieure à 5 µm, suivi d’un système de précipitation électrostatique. Selon un autre mode de réalisation particulier, l’étape de prétraitement a0) par filtration comprend au moins un filtre dont la taille des pores est inférieure à 10 µm, et de préférence supérieure à 5 µm, suivi d’un système de filtre(s) utilisant des adjuvants de filtration comme du sable ou des terres de diatomées. Selon une autre variante, ladite étape optionnelle de prétraitement a0) est mise en œuvre par centrifugation. Selon une autre variante, l’étape de prétraitement a0) comporte une centrifugation et une filtration. Selon une autre variante, ladite étape optionnelle de prétraitement a0) est mise en œuvre par décantation. Selon une autre variante, l’étape de prétraitement a0) comporte une décantation et une filtration. Selon une autre variante, ladite étape optionnelle de prétraitement a0) est mise en œuvre par stripage gazeux, réduisant ainsi la teneur en oxygène dans la charge. L'extraction de gaz peut éliminer l'oxygène (O 2 ) qui peut être dissous dans la charge réduisant ainsi la probabilité de formation de radicaux libres conduisant à la polymérisation dans les étapes en aval. Le procédé implique généralement la mise en contact de la charge avec un gaz d'extraction (par exemple H 2 , N 2 ou un mélange de ceux-ci), transférant ainsi au moins une partie de l'oxygène dissous de la charge au gaz d'extraction, suivi de la séparation du gaz d'extraction de la charge. Le volume de gaz d'extraction par rapport au volume de charge (les deux volumes mesurés dans des conditions d'extraction de gaz) est généralement supérieur à 1, et de préférence d'au moins 3. Dans des modes de réalisation particuliers, le gaz d'extraction peut contenir au moins 60 % (pourcentage molaire) H 2 . Tout H 2 dissous restant dans la charge après l'étape d'extraction du gaz n'est pas un problème, compte tenu de l'hydrotraitement en aval. De préférence, l'étape d'extraction du gaz est achevée avant tout (pré)chauffage de la charge, afin de minimiser l'encrassement potentiel. Ladite étape optionnelle de prétraitement a0) comprend généralement un ou plusieurs, de préférence plusieurs traitements décrits ci-dessus. Elle peut notamment comprendre un enchaînement d’une étape de lavage à l’aide d’une solution aqueuse et/ou une étape d’adsorption, suivi d’une étape de stripage gazeux, suivi et d’une étape de filtration et/ou d’une étape de centrifugation. Toutes ces étapes sont de préférence effectuées avant tout (pré)chauffage de la charge. Ladite étape optionnelle a0) de prétraitement permet ainsi d’obtenir une charge prétraitée qui alimente ensuite l’étape a) d’hydrotraitement doux. Etape a) d’hydrotraitement Selon l’invention, le procédé comprend une étape a) mise en œuvre dans une section réactionnelle d’hydrotraitement comprenant au moins un catalyseur d’hydrotraitement, ladite section réactionnelle d’hydrotraitement étant alimentée au moins par la charge de pyrolyse et un flux gazeux comprenant de l’hydrogène, ladite section réactionnelle d’hydrotraitement étant mise en œuvre à une température moyenne entre 100 et 220°C, une pression partielle d’hydrogène entre 1,0 et 3,0 MPa abs. et une vitesse volumique horaire entre 0,05 et 5 h -1 , la couverture en hydrogène étant comprise entre 5 et 50 Nm 3 d’hydrogène par m 3 de charge de pyrolyse, pour obtenir un effluent partiellement hydrotraité ayant des composés hydrocarbonés présentant une teneur en halogène réduite. L’étape a) est notamment effectuée dans des conditions de pression en hydrogène et de température douces permettant notamment l’élimination des halogénés, et notamment du chlore, afin de rendre l’huile de pyrolyse compatible comme co-charge dans les unités en aval tout en préservant au maximum les dioléfines et les oléfines qui sont valorisables dans le FCC (pour la production de propylène). Les autres impuretés contenues dans les huiles de pyrolyse (métaux, silicium, azote…) ne sont pas nécessairement complètement éliminées lors du procédé selon l’invention, bien que les conditions opératoires permettent d’en éliminer au moins une partie. L’étape a) met ainsi en œuvre principalement des réactions d’hydrogénation des composés halogénés, et dans une moindre mesure également d‘autres réactions d’hydrotraitement bien connues de l’homme du métier, particulièrement des réactions d’hydrotraitement telles que l’hydrogénation des aromatiques, l’hydrodésulfuration et l’hydrodéazotation, ainsi que l’hydrogénation des oléfines et des dioléfines (bien qu’on recherche à les garder dans l’huile). Ladite section réactionnelle d’hydrotraitement est avantageusement mise en œuvre à une température moyenne (ou WABT telle que définie ci-dessous) d’hydrotraitement entre 100 et 220°C, de préférence entre 120 et 200°C, à une pression partielle d’hydrogène entre 1,0 et 3,0 MPa abs., de préférence entre 1,0 et 2,4 MPa abs., de manière préféré entre 1,2 et 2,2 MPa abs., et à une vitesse volumique horaire (VVH) entre 0,1 et 5 h -1 , de préférence entre 0,1 et 2 h -1 , préférentiellement entre 0,1 et 1,0 h -1 . La couverture en hydrogène dans l’étape a) est avantageusement comprise entre 5 et 50 Nm 3 d’hydrogène par m 3 de charge fraîche, et de préférence entre 10 et 40 Nm 3 d’hydrogène par m 3 de charge fraîche, de manière préférée entre 15 et 30 Nm 3 d’hydrogène par m 3 de charge fraîche. Selon l’invention, la « température moyenne » d’une section réactionnelle correspond à la Weight Average Bed Temperature (WABT) selon le terme anglo-saxon consacré, bien connue de l’Homme du métier. La température moyenne est avantageusement déterminée en fonction des systèmes catalytiques, des équipements, de la configuration de ceux-ci, utilisés. La température moyenne (ou WABT) est calculée de la manière suivante : avec T entrée : la température du flux en entrée de la section réactionnelle et T sortie : la température de l’effluent en sortie de section réactionnelle. Sauf indication contraire, la « température moyenne » d’une section réactionnelle est donnée à des conditions de début de cycle. La vitesse volumique horaire (VVH) est définie ici comme le ratio entre le débit volumique horaire de la charge comprenant l’huile de pyrolyse, éventuellement prétraitée, par le volume de catalyseur(s). La couverture en hydrogène est définie comme le rapport du débit volumique d’hydrogène pris dans les conditions normales de température et pression par rapport au débit volumique de charge « fraîche », c’est-à-dire de la charge à traiter, éventuellement prétraitée, sans tenir compte d’une fraction recyclée, à 15°C (en normaux m 3 , noté Nm 3 , de H 2 par m 3 de charge). Le flux gazeux comprenant de l’hydrogène, qui alimente la section réactionnelle d’hydrotraitement peut être constitué d’un appoint en hydrogène et/ou d’hydrogène recyclé. De préférence, un flux gazeux supplémentaire comprenant de l’hydrogène est avantageusement introduit en entrée de chaque réacteur, en particulier fonctionnant en série, et/ou en entrée de chaque lit catalytique à partir du second lit catalytique de la section réactionnelle. Ces flux gazeux supplémentaires sont appelés encore flux de refroidissement. Ils permettent de contrôler la température dans le réacteur dans lequel les réactions mises en œuvre sont généralement très exothermiques. Le flux gazeux comprenant de l’hydrogène peut être issu d’une source fossile ou d’une source renouvelable, par exemple issu de la gazéification de déchets plastiques ou produit par électrolyse. Avantageusement, le flux gazeux comprenant de l’hydrogène provient d’un compresseur utilisé dans la raffinerie pour alimenter une autre unité d’hydroraffinage utilisant de l’hydrogène telles qu’une unité d’hydrocraquage, d’hydrotraitement ou d’hydroconversion. Le flux gazeux comprenant de l’hydrogène peut par exemple provenir d’un compresseur utilisé pour alimenter l’unité d’hydrotraitement de gazole sous vide (VGO pour vacuum gas oil selon la terminologie anglo-saxonne). Ceci présente l’avantage de se passer d’un compresseur dédié de recycle d’hydrogène issu de l’étape b) et donc une économie en coûts d’investissements. Eventuellement, la section réactionnelle de ladite étape a) peut également être alimentée en outre par une partie de l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) (recycle) telle que décrite ci-après. De préférence, le procédé selon l’invention comprend une étape a) d’hydrotraitement mise en œuvre dans une section réactionnelle d’hydrotraitement, mettant en œuvre au moins un réacteur à lit fixe ayant n lits catalytiques, n étant un nombre entier supérieur ou égal à 1, de préférence entre un et dix, de manière préférée compris entre deux et cinq, comprenant chacun au moins un catalyseur d'hydrotraitement. Ladite section réactionnelle d’hydrotraitement est alimentée au moins par la charge de pyrolyse, éventuellement prétraitée, et un flux gazeux comprenant de l’hydrogène, avantageusement au niveau du premier lit catalytique du premier réacteur en fonctionnement. Une injection d’au moins une partie de la charge de pyrolyse et/ou au moins une partie d’hydrogène entre les différents lits catalytiques est également possible. La section réactionnelle d’hydrotraitement mettant en œuvre au moins un réacteur à lit fixe peut fonctionner à courant descendant ou ascendant de gaz et de liquide. Avantageusement, la section réactionnelle de ladite étape a) comprend entre 1 et 5 réacteurs, de préférence entre 2 et 5 réacteurs, et manière particulièrement préférée elle comprend deux réacteurs. L’avantage d’une section réactionnelle d’hydrotraitement comprenant plusieurs réacteurs réside dans un traitement optimisé de la charge, tout en permettant de diminuer les risques de colmatage du ou des lits catalytiques et donc d’éviter l’arrêt de l’unité dû au colmatage. Selon ce mode de réalisation, la section réactionnelle d’hydrotraitement de l’étape a) comprend deux réacteurs fonctionnent en mode permutable, appelé selon le terme anglais « PRS » pour Permutable Reactor System ou encore « lead and lag ». L’association d’au moins deux réacteurs en mode PRS permet d’isoler un réacteur, de décharger le catalyseur usé, de recharger le réacteur en catalyseur frais et remettre en service ledit réacteur sans arrêt du procédé. La technologie PRS est décrite, en particulier, dans le brevet FR2681871. Selon un autre mode de réalisation, ladite section réactionnelle d’hydrotraitement comprend un seul réacteur à lit fixe contenant n lits catalytiques, n étant un nombre entier supérieur ou égal à un, de préférence compris entre un et dix, de manière préférée compris entre deux et cinq. Avantageusement, des internes de réacteurs, par exemple de type plateaux filtrants, peuvent être utilisés pour prévenir le bouchage du(des) réacteur(s). Un exemple de plateau filtrant est décrit dans le brevet FR3051375. De manière préférée, l’étape a) peut mettre en œuvre en amont du ou des catalyseurs d’hydrotraitement au moins un lit de garde contenant des adsorbants de type alumine, silice, silice-alumine, zéolithe et/ou charbon actif contenant éventuellement des métaux du groupe VIB et/ou VIII. On peut également utiliser une série de lits de garde avec des particules de différents diamètres, notamment une série de lit de garde ayant des diamètres décroissants dans le sens de la circulation de la charge (aussi appelé « grading » selon la terminologie anglo-saxonne). Avantageusement, ledit catalyseur d’hydrotraitement comprend un support, de préférence minéral, et une fonction hydro-déshydrogénante. Selon une variante, la fonction hydro-déshydrogénante comprend en particulier au moins un élément du groupe VIII, de préférence choisi parmi le nickel et le cobalt, et au moins un élément du groupe VIB, de préférence choisi parmi le molybdène et le tungstène. Selon cette variante, la teneur totale exprimée en oxydes des éléments métalliques des groupes VIB et VIII est de préférence comprise entre 1% et 40% en poids, préférentiellement de 5% à 30% en poids par rapport au poids total du catalyseur. Lorsque le métal est le cobalt ou le nickel, la teneur en métal s’exprime en CoO et NiO respectivement. Lorsque le métal est le molybdène ou le tungstène, la teneur en métal s’exprime en MoO 3 et WO 3 respectivement. Le rapport pondéral exprimé en oxyde métallique entre le métal (ou les métaux) du groupe VIB par rapport au métal (ou aux métaux) du groupe VIII est de préférence compris entre 1 et 20, et de manière préférée entre 2 et 10. Selon cette variante, la section réactionnelle de ladite étape a) comprend par exemple un catalyseur d’hydrotraitement comprenant entre 0,5% et 12% en poids de nickel, de préférence entre 0,9% et 10% en poids de nickel (exprimé en oxyde de nickel NiO par rapport au poids dudit catalyseur), et entre 1% et 30% en poids de molybdène, de préférence entre 3% et 20% en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène MoO 3 par rapport au poids dudit catalyseur) sur un support de préférence minéral, de préférence sur un support d’alumine. Selon une autre variante, la fonction hydro-déshydrogénante comprend, et est de préférence constituée d’au moins un élément du groupe VIII, de préférence du nickel. Selon cette variante, la teneur en oxydes de nickel est de préférence comprise entre 1 et 50 % en poids, de préférence entre 10% et 30% en poids par rapport au poids dudit catalyseur. Ce type de catalyseur est de préférence utilisé sous sa forme réduite, sur un support de préférence minéral, de préférence sur un support d’alumine. Le support dudit catalyseur d’hydrotraitement est de préférence choisi parmi l’alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie, les argiles et leurs mélanges. Ledit support peut renfermer des composés dopants, notamment des oxydes choisis parmi l’oxyde de bore, en particulier le trioxyde de bore, la zircone, la cérine, l’oxyde de titane, l’anhydride phosphorique et un mélange de ces oxydes. De préférence, ledit catalyseur d’hydrotraitement comprend un support d’alumine, éventuellement dopé avec du phosphore et éventuellement du bore. Lorsque l’anhydride phosphorique P 2 O 5 est présent, sa concentration est inférieure à 10% en poids par rapport au poids de l’alumine et avantageusement d’au moins 0,001 % poids par rapport au poids total de l’alumine. Lorsque le trioxyde de bore B 2 O 3 est présent, sa concentration est inférieure à 10% en poids par rapport au poids de l’alumine et avantageusement d’au moins 0,001 % par rapport au poids total de l’alumine. L’alumine utilisée peut être par exemple une alumine γ (gamma) ou η (êta). Ledit catalyseur d’hydrotraitement est par exemple sous forme d’extrudés ou sous forme de billes. De manière très préférée, l’étape a) peut mettre en œuvre en plus du ou des catalyseurs d’hydrotraitement décrits ci-dessus en outre au moins un catalyseur d’hydrotraitement utilisé dans l’étape a) comprenant moins de 1% en poids de nickel et au moins 0,1 % poids de nickel, de préférence 0,5% poids de nickel, exprimé en oxyde de nickel NiO par rapport au poids dudit catalyseur, et moins de 5% en poids de molybdène et au moins 0,1 % poids de molybdène, de préférence 0,5% poids de molybdène, exprimé en oxyde de molybdène MoO 3 par rapport au poids dudit catalyseur, sur un support d’alumine. Ce catalyseur peu chargé en métaux peut être mis de préférence en amont ou en aval du ou des catalyseurs d’hydrogénation décrits ci-dessus, de préférence en amont. La préparation du catalyseur de l’étape a) d’hydrotraitement est connue et comprend généralement une étape d’imprégnation des métaux du groupe VIII et du groupe VIB lorsqu’il est présent, et éventuellement du phosphore et/ou du bore sur le support, suivie d’un séchage, puis éventuellement d’une calcination. Le catalyseur de l’étape a) peut aussi être un catalyseur utilisé sous sa forme réduite, impliquant ainsi une étape de réduction dans sa préparation. Avant leur utilisation dans une étape du procédé, les catalyseurs sont généralement soumis à une sulfuration afin de former l’espèce active. En fonction de la teneur en composés soufrés dans la charge initiale à traiter, un flux contenant un agent sulfurant peut être injecté en amont de l’étape optionnelle de prétraitement a0) ou de l’étape a) d’hydrotraitement, de préférence en amont de l’étape a) d’hydrotraitement afin d’assurer une quantité suffisante en soufre pour former l’espèce active du catalyseur (sous forme sulfures). Cette étape d’activation ou de sulfuration s’effectue par les méthodes bien connues de l'Homme de l'art, et avantageusement sous une atmosphère sulfo-réductrice en présence d’hydrogène et d’hydrogène sulfuré. Les agents sulfurants sont préférablement le gaz H 2 S, le soufre élémentaire, le CS 2 , les mercaptans, les sulfures et/ou polysulfures, les coupes hydrocarbonées à point d'ébullition inférieur à 400°C contenant des composés soufrés ou tout autre composé contenant du soufre utilisé pour l’activation des charges hydrocarbures en vue de sulfurer le catalyseur. Lesdits composés contenant du soufre sont avantageusement choisis parmi les disulfures d’alkyle tel que par exemple le disulfure de diméthyle (DMDS), les sulfures d’alkyle, tel que par exemple le sulfure de diméthyle, les thiols tel que par exemple le n-butylmercaptan (ou 1-butanethiol) et les composés polysulfures de type tertiononylpolysulfure. Le catalyseur peut également être sulfuré par le soufre contenu dans la charge à désulfurer. De manière préférée, le catalyseur est sulfuré in situ en présence d'un agent sulfurant et d'une charge hydrocarbonée. De manière très préférée le catalyseur est sulfuré in situ en présence de la charge additivée de disulfure de diméthyle. L’agent sulfurant peut être injecté en continu. L’effluent partiellement hydrotraité obtenu à l’issue de l’étape a) d’hydrogénation est envoyé, de préférence directement, vers l’étape b) de lavage/séparation. Etape b) de séparation Selon l’invention, le procédé de traitement comprend une étape b) de séparation, avantageusement mise en œuvre dans au moins une section de lavage/séparation, alimentée au moins par l’effluent partiellement hydrotraité issu de l’étape a) et une solution aqueuse, pour obtenir au moins un effluent gazeux, un effluent aqueux et un effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité. Cette étape b) de séparation permet en particulier d’éliminer les halogènes (chlore) sous formes de halogénures d'hydrogène (HCl notamment) formés par la réaction des ions hydrogène et des ions halogénure libérés par l’hydrogénation des composés halogénés lors de l’étape a) qui se dissolvent dans la solution aqueuse. L’étape b) de séparation est avantageusement opérée à une température comprise entre 20 et 200°C, préférentiellement entre 50 et 180°C, de manière préférée entre 80 et 150°C. Avantageusement, l’étape b) de séparation est opérée à une pression proche de celle mise en œuvre dans l’étapes a), de préférence entre 1,0 et 2,0 MPa, de manière à faciliter le recyclage d’hydrogène si besoin. L'étape de séparation peut avantageusement être mise en œuvre par toute méthode connue de l'homme du métier telle que par exemple la combinaison d’un ou plusieurs séparateur(s) (ballon(s)), et/ou une ou plusieurs colonne(s) de stripage, ce ou ces séparateur(s) (ballon(s)) et/ou colonnes pouvant optionnellement être alimenté(s) par un gaz de stripage, par exemple un flux de gaz riche en hydrogène. La section de lavage/séparation de l’étape c) peut au moins en partie être réalisée dans des équipements de lavage et de séparation communs ou distincts. Avantageusement, l’étape b) de séparation comprend une injection d’une solution aqueuse, de préférence une injection d’eau, dans l’effluent partiellement hydrotraité issu de l’étape a), en amont de la section de lavage/séparation, de manière à dissoudre au moins en partie et de préférence la totalité des halogénures d'hydrogène (HCl notamment) et des éventuels sels présents. La solution aqueuse peut être de l’eau. Elle peut également être une solution aqueuse basique (par ajout de NaOH par exemple). L’utilisation d’une solution basique permet de neutraliser les halogénures d'hydrogène et les éventuels sels dissous. Dans un mode de réalisation éventuel de l’invention, l’étape b) de séparation comprend l’injection d’une solution aqueuse dans l’effluent partiellement hydrotraité issu de l’étape a), suivi de la section de lavage/séparation comprenant avantageusement une phase de séparation permettant d’obtenir au moins un effluent aqueux chargé en halogénures d'hydrogène (HCl notamment) et des éventuels sels dissous, un effluent partiellement hydrotraité lavé et un effluent gazeux partiellement lavé. Ledit effluent aqueux et l’effluent partiellement hydrotraité lavé peuvent ensuite être séparés dans un ballon décanteur afin d’obtenir ledit effluent partiellement hydrotraité lavé et ledit effluent aqueux. Ledit effluent gazeux partiellement lavé peut parallèlement être introduit dans une colonne de lavage où il circule à contrecourant d’un flux aqueux, de préférence de même nature que la solution aqueuse injectée dans l’effluent partiellement hydrotraité, ce qui permet d’éliminer au moins en partie, de préférence en totalité, l’acide chlorhydrique contenu dans l’effluent gazeux partiellement lavé et d’obtenir ainsi ledit effluent gazeux, comprenant de préférence essentiellement de l’hydrogène, et un flux aqueux acide. Ledit effluent aqueux issu du ballon décanteur peut éventuellement être mélangé avec ledit flux aqueux acide, et être utilisé, éventuellement en mélange avec ledit flux aqueux acide dans un circuit de recyclage d’eau pour alimenter l’étape b) de séparation en ladite solution aqueuse en amont de la section de lavage/séparation et/ou en ledit flux aqueux dans la colonne de lavage. Ledit circuit de recyclage d’eau peut comporter un appoint d’eau et/ou d’une solution basique et/ou une purge permettant d’évacuer les impuretés. L’étape a) d’hydrotraitement met en œuvre principalement des réactions d’hydrogénation des composés halogénés, et dans une moindre mesure également d‘autres réactions d’hydrotraitement telles que l’hydrodéazotation qui génère du NH 3 par hydrogénation des composés azotés et l’hydrodésulfuration qui génère du H 2 S par hydrogénation des composés soufrés. Lorsque du NH 3 est présent dans l’effluent partiellement hydrotraité issu de l’étape a), l’étape b) de séparation permet également d’éliminer des sels de chlorure d’ammonium, qui se forment par réaction entre les ions chlorure, libérés par l’hydrogénation des composés chlorés sous forme HCl notamment lors de l’étape a), et les ions ammonium, générés par l’hydrogénation des composés azotés sous forme de NH 3 lors de l’étape a) en les dissolvant dans la solution aqueuse. Lorsque du H 2 S est présent dans l’effluent partiellement hydrotraité issu de l’étape a), l’étape b) de séparation permet également d’éliminer des sels de sulfure d’ammonium ((NH 4 ) 2 S) qui se forment par réaction entre l’H 2 S issu de l’hydrodésulfuration des composés sulfurés et le NH 3 en les dissolvant dans la solution aqueuse. Selon un mode de réalisation, et en fonction de la teneur en composés chlorés dans la charge initiale ou prétraitée, un flux contenant un composé azoté telle que l’ammoniac ou une amine, par exemple la monoéthanolamine, la diéthanolamine et/ou la monodiéthanolamine peut être injecté en amont de l’étape a) d’hydrotraitement afin d’assurer une quantité suffisante en ions ammonium pour combiner les ions chlorure formés lors de l’étape d’hydrotraitement sous forme de sels de chlorure d’ammonium, permettant ainsi de limiter la formation d’acide chlorhydrique et ainsi de limiter la corrosion en aval de la section de séparation. L’effluent gazeux obtenu à l’issu de l’étape b) comprend avantageusement de l’hydrogène, de préférence comprend au moins 80 % volume, de préférence au moins 85 % volume, d’hydrogène. L’effluent gazeux obtenu à l’issu de l’étape b) contient que très peu de chlore, généralement à une teneur inférieure à 5 ppm poids chlore, ce qui permet de l’envoyer dans une unité de raffinage nécessitant de l’hydrogène. Selon un mode de réalisation, ledit effluent gazeux peut au moins en partie être recyclé vers l’étape a) d’hydrotraitement, le système de recyclage pouvant comprendre une section de purification (par exemple d’adsorption de métaux lourds tel que le mercure). Selon un autre mode de réalisation, préféré, ledit effluent gazeux peut au moins en partie être recyclé en amont d’un compresseur d’hydrogène utilisé pour alimenter une unité d’hydroraffinage utilisant de l’hydrogène telle qu’une unité d’hydrocraquage, d’hydrotraitement ou d’hydroconversion de la raffinerie. Ledit effluent gazeux peut notamment être recyclé en amont d’un compresseur utilisé pour alimenter une unité d’hydrotraitement de gazole sous vide. Ceci présente l’avantage de pouvoir se passer d’un compresseur dédié au recycle d’hydrogène issu de l’étape b) et donc une économie en coûts d’investissements. Quant à l’effluent liquide hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) et selon une variante, une partie de l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) peut être recyclée en amont de l’étape a). Le recyclage d’une partie de l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) vers ou en amont de l’étape a) permet avantageusement d’une part de diluer les impuretés et d’autre part de contrôler la température dans l’étape a) dans laquelle des réactions mises en jeu peuvent être fortement exothermiques. Le fait de diluer les impuretés permet de limiter les réactions indésirables telles que la polymérisation des dioléfines (formation de gomme) et/ou la formation de coke. Avantageusement, la quantité de l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) recyclé, c’est-à-dire la fraction de produit obtenu recyclée, est ajustée de sorte que le rapport pondéral entre le flux de recycle de l’étape b) et la charge comprenant une huile de pyrolyse, c’est-à-dire la charge à traiter alimentant le procédé global, est inférieur ou égal à 10, de préférence inférieur ou égal à 7, et préférentiellement supérieur ou égal à 0,001, de préférence supérieur ou égal à 0,01, et de manière préférée supérieur ou égal à 0,1. De manière préférée, la quantité de l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) recyclé est ajustée de sorte que le rapport pondéral entre le flux de recycle et la charge comprenant une huile de pyrolyse est compris entre 0,01 et 10, de préférence compris entre 0,1 et 7, et de manière particulièrement préférée compris entre 0,2 et 5. Ce taux de recycle permet notamment de contrôler la montée de la température dans l’étape a). En effet, lorsque le taux de recycle est élevé, le taux de dilution de la charge est élevé, et la montée de température en début de section réactionnelle de l’étape a) est ainsi contrôlable par l’effet de dilution. L’injection de l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) peut être effectuée au niveau du premier lit catalytique de la section réactionnelle de l’étape a) ou entre les différents lits catalytiques. Lorsque la section réactionnelle d’hydrotraitement de l’étape a) comprend deux réacteurs fonctionnent en mode permutable, au moins une partie de l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) peut être recyclée entre les deux réacteurs. Selon un autre mode de réalisation, préféré, l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) est envoyé en partie et de préférence en totalité, directement en entrée d’une unité de raffinerie telle qu’une unité FCC ou des unités utilisant de l’hydrogène telles qu’une unité d’hydrocraquage, d’hydrotraitement ou d’hydroconversion en tant que co-charge. Ceci présente l’avantage de ne pas avoir besoin d’un compresseur de recycle. Ledit effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) ainsi obtenu par traitement selon les étapes a) et b) du procédé de l’invention présente une composition compatible pour être introduit comme co-charge dans une unité de FCC ou une unité d’hydroraffinage d’une charge pétrolière et/ou d’une charge issue de la biomasse. L’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) est notamment un effluent à teneur réduite en composés halogénés, et notamment en chlore. De préférence, au moins 50%, et plus préférentiellement au moins 75% des composés halogénés de la charge initiale sont éliminés lors des étapes a) et b). De préférence, au moins 80%, et plus préférentiellement au moins 90 % des oléfines sont conservés lors de l’étape a). De préférence, au moins 25%, et plus préférentiellement au moins 40 % des dioléfines sont conservés lors de l’étape a). Les autres impuretés contenues dans les huiles de pyrolyse (métaux, silicium, azote…) ne sont pas nécessairement complètement éliminées lors des étapes a) et b) du procédé selon l’invention, bien que les conditions opératoires permettent d’en éliminer au moins une partie. En effet, l’huile de pyrolyse qui est l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité, n’a pas besoin d’être entièrement hydrotraitée pour pouvoir l’introduire dans les unités de raffinage de type FCC ou d’hydroraffinage en aval, elle n’a notamment pas besoin de subir un autre d’hydrotraitement effectué à température et/ou pression plus élevées au préalable de son introduction dans une unité en aval. Les impuretés restantes seront converties ou éliminées dans les unités en aval, les teneurs résiduelles en impuretés étant compatibles avec ces unités. De préférence, au moins 50%, et plus préférentiellement au moins 75% des éléments métalliques de la charge initiale sont éliminés lors des étapes a) et b). Généralement, au maximum 50%, et plus préférentiellement au maximum 25% des composés soufrés de la charge initiale sont éliminés lors des étapes a) et b). De préférence, au moins 25%, et plus préférentiellement au moins 50% des composés oxygénés de la charge initiale sont éliminés lors des étapes a) et b). Généralement, au maximum 30%, et plus préférentiellement au maximum 15% des composés azotés de la charge initiale sont éliminés lors des étapes a) et b). La teneur en métaux lourds tels que le mercure, l'arsenic, le zinc et le plomb reste sensiblement inchangée. Les teneurs sont données en concentrations pondérales relatives, pourcentage (%) poids, partie(s) par million (ppm) poids ou partie(s) par milliard (ppb) poids, par rapport au poids total du flux considéré. Etape c) de FCC ou d’hydroraffinage Selon l’invention, le procédé comprend une étape c) de craquage catalytique en lit fluidisé ou d’hydroraffinage d’une charge pétrolière et/ou d’une charge issue de la conversion de la biomasse dans laquelle au moins une partie de l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) est introduite en tant que co-charge, ledit effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) étant introduit sans subir au préalable une autre étape d’hydrotraitement effectuée à température et/ou pression plus élevées que la température et/ou pression de l’étape a), ledit mélange de ladite charge pétrolière et/ou de ladite charge issue de la conversion de la biomasse et de l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) ayant une teneur en halogènes inférieure ou égale à 10 ppm poids. Grâce à l’étape a) d’hydrotraitement permettant de libérer les composés halogénés (par exemple le chlore) majoritairement sous forme gazeuse (halogénures d'hydrogène de type HCl notamment), suivie de l’étape b) de lavage/séparation permettant de dissoudre et d’éliminer les halogénures d'hydrogène, l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) a une teneur en composés halogénés suffisamment réduite pour pouvoir l’injecter en tant que co-charge dans une unité de craquage en lit fluidisé, d’hydrocraquage, d’hydrotraitement ou d’hydroconversion de charges pétrolières et/ou de charges issue de la conversion de la biomasse. C’est en effet le chlore qui est généralement le contaminant limitant pour traiter les huiles de pyrolyse dans les unités existantes. Le chlore, même à faible teneur ( L’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) est introduit dans l’unité de craquage catalytique en lit fluidisé ou d’hydroraffinage d’une charge pétrolière et/ou d’une charge issue de la conversion de la biomasse dans une telle quantité que la teneur en chlore dans le mélange charge pétrolière et/ou charge issue de la conversion de la biomasse et de l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issue de l’étape b) est inférieure ou égale à 10 ppm poids, de préférence inférieure ou égale à 5 ppm poids Généralement, le ratio massique entre le débit de l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) (huile de pyrolyse) et le débit de charge pétrolière et/ou de charge issue de la conversion de la biomasse introduit dans l’unité de l’étape c) dans le procédé selon l’invention est généralement inférieur à 1, et de préférence compris entre 0,01 et 0,9, et de manière préférée entre 0,02 et 0,5. Lorsque le teneur en composées halogénés est supérieur à 10, voire 5 ppm poids dans l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b), la teneur de 10, voire 5 ppm de chlore peut être atteinte par dilution en entrée de l’unité avec la charge pétrolière et/ou la charge issue de la conversion de la biomasse. Lors de l’étape c), l’effluent partiellement hydrotraité issu de l’étape b) est introduit en tant que co-charge dans une unité de craquage catalytique en lit fluidisé ou dans une unité d’hydroraffinage utilisant de l’hydrogène telle qu’une unité d’hydrotraitement, d’hydrocraquage ou d’hydroconversion d’une charge pétrolière et/ou d’une charge issue de la conversion de la biomasse. De préférence, l’effluent partiellement hydrotraité issu de l’étape b) est injecté en tant que co-charge dans une unité de craquage catalytique en lit fluidisé. La charge pétrolière utilisée dans l’unité de craquage catalytique en lit fluidisé ou dans l’unité d’hydroraffinage peut être choisie parmi les essences, les gazoles, les gazoles sous vide, les résidus atmosphériques, les résidus sous vide, les distillats atmosphériques, les distillats sous vide, des fuels lourds, les huiles, les cires et les paraffines, les huiles usagées, les résidus ou les bruts désasphaltés, les charges pétrolières provenant des procédés de conversions thermiques ou catalytiques, ou des mélanges de telles charges. La charge issue de la biomasse utilisée dans l’unité de craquage catalytique en lit fluidisé ou dans l’unité d’hydroraffinage peut être choisie parmi les huiles végétales, les huiles d'algues ou algales, les huiles de poissons, les huiles alimentaires usagées, et les graisses d'origine végétale ou animale; les esters méthyliques d’acides gras d’origine végétale et/ou animale, les esters méthyliques d’acides gras d’huiles végétales alimentaires usagées, les charges provenant des procédés de conversions thermiques ou catalytiques de biomasse, ou des mélanges de telles charges. Elle peut notamment être une charge telle que décrite dans la section charge huile de pyrolyse ci-dessus. FCC Le procédé de craquage catalytique en lit fluidisé (FCC) est largement utilisé dans l'industrie du raffinage pour la conversion du gazole atmosphérique, du gazole sous vide et des résidus atmosphériques, d’une charge lignocellulosique ou plus généralement d’une charge issue de la biomasse, prises seules ou en mélange, en essence à indice d'octane élevé, fioul léger, fioul lourd, gaz léger riche en oléfines (propylène, butylène) et coke. L’unité de FCC utilise un catalyseur de zéolite à haute activité pour craquer les molécules d'hydrocarbures lourds. Une unité FCC conventionnelle est utilisée. On trouvera par exemple une description sommaire du craquage catalytique (dont la première mise en œuvre industrielle remonte à 1936 (procédé HOUDRY) ou en 1942 pour l'utilisation de catalyseur en lit fluidisé) dans ULLMANS ENCYCLOPEDIA OF INDUSTRIAL CHEMISTRY VOLUME A 18, 1991, pages 61 à 64. Le choix du catalyseur et des conditions opératoires sont fonctions des produits recherchés en fonction de la charge traitée comme cela est par exemple décrit dans l'article de M. MARCILLY pages 990-991 publie dans la revue de l'institut français du pétrole nov.-dec. 1975 pages 969-1006. L’étape c) de craquage catalytique en lit fluidisé est généralement mise en œuvre dans une section réactionnelle de craquage catalytique en lit fluidisé dans un réacteur sensiblement vertical soit en mode ascendant (riser selon la terminologie anglo-saxonne) soit en mode descendant (downer selon la terminologie anglo-saxonne) en présence d’une charge choisie parmi un gazole atmosphérique, un gazole sous vide, un résidu atmosphérique et une charge issue de la biomasse et d’un catalyseur de zéolite à une température de réacteur comprise entre 450°C et 600°C avec un temps de contact dans le réacteur inférieur à 1 minute, souvent de 0,1 à 50 secondes. On utilise habituellement un catalyseur de zéolite classique comprenant une matrice, éventuellement un additif et au moins une zéolithe dans le procédé FCC. La quantité de zéolithe est variable mais habituellement de 3 à 60 % en poids, souvent de 6 à 50 % en poids et le plus souvent de 10 à 45 % en poids par rapport au poids du catalyseur. La zéolithe est habituellement dispersée dans la matrice. La quantité d'additif est habituellement de 0 à 30 % en poids et souvent de 0 à 20 % en poids par rapport au poids du catalyseur. La quantité de matrice représente le complément à 100 % en poids. L'additif est généralement choisi dans le groupe forme par les oxydes des métaux du groupe IIA de la classification périodique des éléments tels que par exemple l'oxyde de magnésium ou l'oxyde de calcium, les oxydes des terres rares et les titanates des métaux du groupe IIA. La matrice est le plus souvent une silice, une alumine, une silice-alumine, une silice-magnésie, une argile ou un mélange de deux ou plusieurs de ces produits. La zéolithe la plus couramment utilisée est la zéolithe Y. Hydroraffinage Les procédés d’hydroraffinage utilisant de l’hydrogène de charges pétrolières et/ou de charges issues de la conversion de la biomasse sont connus de l’homme du métier et englobent des procédés tels que l’hydrotraitement, l’hydrocraquage ou l’hydroconversion. Hydrotraitement Le terme « hydrotraitement, » couramment appelé « HDT » fait référence à une opération dont le but principal est d’éliminer des impuretés telles que le soufre, l’azote, l’oxygène, des halogénures, et des traces de métaux de la charge, et de saturer des oléfines et/ou de stabiliser des radicaux libres d’hydrocarbures en les mettant à réagir avec de l’hydrogène plutôt que de les laisser réagir avec eux-mêmes. Le but principal n’est pas de changer la plage de point d’ébullition de la charge. Ainsi, l’hydrotraitement comprend notamment des réactions d’hydrodésulfuration (couramment appelé « HDS »), des réactions d’hydrodésazotation (couramment appelé « HDN ») et des réactions d’hydrodémétallation (couramment appelé « HDM »), accompagnées de réactions d’hydrogénation, d’hydrodéoxygénation (couramment appelé « HDO »), d’hydrodéaromatisation, d’hydroisomérisation, et d’hydrodéalkylation. L’hydrotraitement est mis en œuvre le plus souvent à l’aide d’un réacteur à lit fixe, bien que d’autres réacteurs puissent également être utilisés pour l’hydrotraitement, par un exemple un réacteur d’hydrotraitement à lit bouillonnant. Les charges employées 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 charges provenant des procédés de conversions thermiques ou catalytiques, des charges lignocellulosiques ou plus généralement des charges issues de la biomasse, prises seules ou en mélange. Les charges 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 charges lourdes, elles contiennent le plus souvent également des métaux. Un procédé d’hydrotraitement particulièrement adapté pour introduire l’huile de pyrolyse partiellement hydrotraitée selon le procédé selon l’invention est un procédé d’hydrotraitement d’une charge gazole sous vide, diesel, kérosène ou essence et/ou d’une la charge issue de la biomasse choisie parmi les huiles végétales, les huiles d'algues ou algales, les huiles de poissons, les huiles alimentaires usagées, et les graisses d'origine végétale ou animale. Les conditions opératoires utilisées dans les procédés mettant en œuvre les réactions d'hydrotraitement de charges décrites ci-dessus sont généralement les suivantes : la température moyenne est avantageusement comprise entre 180 et 450°C, et de préférence entre 250 et 440°C, la pression est avantageusement comprise entre 0,5 et 30 MPa, et de préférence entre 1 et 18 MPa, la vitesse volumique horaire est avantageusement comprise entre 0,1 et 20 h -1 et de préférence entre 0,2 et 5 h -1 , et une couverture en hydrogène comprise entre 50 et 5000 Nm 3 d’hydrogène par m 3 de charge, de préférence entre 80 et 2000 Nm 3 . Les définitions de la température moyenne (WABT), de la VVH et de la couverture en hydrogène correspondent à celles décrites ci-dessus. Les catalyseurs d’hydrotraitement classiques comprennent généralement un support d’oxyde et une phase active à base de métaux des groupes VIB et VIII sous leurs formes oxydes ainsi que du phosphore. Le métal du groupe VIB présent dans la phase active du catalyseur est préférentiellement choisi parmi le molybdène et le tungstène. Le métal du groupe VIII présent dans la phase active du catalyseur est préférentiellement choisi parmi le cobalt, le nickel et le mélange de ces deux éléments. La phase active du catalyseur est choisie de préférence dans le groupe formé par la combinaison des éléments nickel-molybdène, cobalt-molybdène, nickel-tungstène, nickel-molybdène-tungstène et nickel-cobalt-molybdène, et de manière très préférée la phase active est constituée de cobalt et de molybdène, de nickel et de molybdène, de nickel et de tungstène ou d’une combinaison nickel-molybdène-tungstène. La teneur en métal du groupe VIII est comprise entre 1 et 10 % poids, de préférence entre 1,5 et 9 % poids, et de manière plus préférée entre 2 et 8 % poids exprimée en oxyde de métal du groupe VIII par rapport au poids total du catalyseur. La teneur en métal du groupe VIB est comprise entre 1 et 40 % poids, de préférence entre 1 et 35 % poids, et de manière plus préférée entre 2 et 30 % poids exprimée en oxyde de métal du groupe VIB par rapport au poids total du catalyseur. Le rapport molaire métal du groupe VIII sur métal du groupe VIB du catalyseur frais est généralement compris entre 0,1 et 0,8, de préférence compris entre 0,15 et 0,6. Optionnellement, le catalyseur d’hydrotraitement peut présenter en outre une teneur en phosphore généralement comprise entre 0,1 et 20% poids de P 2 O 5 par rapport au poids total de catalyseur frais, de préférence comprise entre 0,2 et 15% poids de P 2 O 5 , de manière très préférée comprise entre 0,3 et 11% poids de P 2 O 5 . Par ailleurs, le rapport molaire phosphore/(métal du groupe VIB) est généralement compris entre 0,08 et 1, de préférence compris entre 0,1 et 0,9, et de manière très préférée compris entre 0,15 et 0,8. Le support d’oxyde du catalyseur d’hydrotraitement est habituellement un solide poreux choisi dans le groupe constitué par : les alumines, la silice, les silices alumine ou encore les oxydes de titane ou de magnésium utilisés seul ou en mélange avec l’alumine ou la silice alumine. Selon une variante particulièrement préférée, le support d’oxyde est constitué d’alumine, de silice ou de silice-alumine. Le catalyseur peut également comprendre en outre au moins un composé organique contenant de l'oxygène et/ou de l'azote et/ou du soufre avant sulfuration. De tels additifs sont connus. Généralement, 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 ou encore les composés incluant un cycle furanique ou encore les sucres. La teneur en composé(s) organique(s) contenant de l’oxygène et/ou de l’azote et/ou du soufre sur le catalyseur est comprise entre 1 et 30 % poids, de préférence entre 1,5 et 25% poids, et de manière plus préférée entre 2 et 20 % poids par rapport au poids total du catalyseur Hydrocraquage Un procédé d'hydrocraquage permet de convertir des fractions pétrolières, en particulier les distillats sous vide (DSV) en produits plus légers et plus valorisables (essence, distillats moyens). D’autres réactions, comme l’hydrogénation des oléfines, des aromatiques, l’hydrodémétallation, l’hydrodésulfuration, l’hydrodéazotation, etc. sont également effectuées. L’hydrocraquage est mis en œuvre le plus souvent à l’aide d’un réacteur à lit fixe. La charge mise en œuvre dans un procédé d'hydrocraquage est généralement une charge hydrocarbonée dont au moins 50% poids des composés présentent un point d’ébullition initial supérieur à 300°C et un point d’ébullition final inférieur à 650°C. Elle peut être choisie parmi les HCO (Heavy Cycle Oil selon la terminologie anglo-saxonne (gazoles lourds issus d'une unité de craquage catalytique)), les distillats sous vide, par exemple gasoils issus de la distillation directe du brut ou d'unités de conversion telles que le craquage catalytique, le coker ou la viscoréduction, les charges provenant d'unités d'extraction d'aromatiques, des bases d’huile lubrifiante ou issues du déparaffinage au solvant des bases d'huile lubrifiante, les distillats provenant de procédés de désulfuration ou d'hydroconversion en lit fixe ou en lit bouillonnant de résidus atmosphériques et/ou de résidus sous vide et/ou d'huiles désasphaltées, ou encore la charge peut être une huile désasphaltée ou comprendre des huiles végétales ou bien encore provenir de la conversion de charges issues de la biomasse. Elle peut aussi être des paraffines issues du procédé Fischer-Tropsch. Ladite charge hydrocarbonée traitée selon le procédé d'hydrocraquage de l'invention peut encore être un mélange desdites charges précédemment citées. De préférence, la charge est un distillat sous vide. Un procédé d’hydrocraquage particulièrement adapté pour introduire l’huile de pyrolyse partiellement hydrotraitée selon le procédé selon l’invention est un procédé d’hydrotraitement d’une charge gazole sous vide. Les procédés d'hydrocraquage sont généralement effectués à une température moyenne comprise entre 250 et 480°C, avantageusement comprise entre 320 et 450°C, de préférence entre 330 et 435°C, sous une pression comprise entre 2 et 25 MPa, de manière préférée entre 3 et 20 MPa, la vitesse volumique horaire de la charge par rapport au volume de chaque catalyseur (VVH) est avantageusement comprise entre 0,1 et 40 h -1 , de préférence entre 0,2 et 12 h -1 , de manière très préférée entre 0,4 et 6 h -1 et une couverture en hydrogène comprise entre 50 et 5000 Nm 3 d’hydrogène par m 3 de charge, de préférence entre 100 et 2000 Nm 3 . Les définitions de la température moyenne (WABT), de la VVH et de la couverture en hydrogène correspondent à celles décrites ci-dessus. Les procédés d'hydrocraquage de distillats sous vide couvrent les domaines de pression et de conversion allant de l'hydrocraquage doux à l'hydrocraquage haute pression. On entend par hydrocraquage doux, un hydrocraquage conduisant à des conversions modérées, généralement inférieures à 40%, et fonctionnant à basse pression, généralement entre 2 MPa et 6 MPa. Le procédé d’hydrocraquage peut être un procédé d’hydrocraquage dit en « une étape » ou dans un procédé d’hydrocraquage dit en « deux étapes. » Un procédé d’hydrocraquage dit en « une étape », comporte en premier lieu et de façon générale un hydrotraitement poussé qui a pour but de réaliser une HDN, HDS et HDA poussées de la charge avant que celle-ci ne soit envoyée sur le ou les catalyseurs d’hydrocraquage. Un procédé d’hydrocraquage dit en « deux étapes » comporte une première étape qui a pour objectif, comme dans le procédé « une étape, » de réaliser l’hydrotraitement de la charge, mais aussi d’atteindre une conversion de cette dernière de l’ordre en général de 40 à 60%. L’effluent issu de la première étape subit ensuite une séparation, généralement par distillation, appelée le plus souvent séparation intermédiaire, qui a pour objectif de séparer les produits de conversion de la fraction non convertie. Dans la deuxième étape du procédé d’hydrocraquage en deux étapes selon l'invention, seule la fraction de la charge non convertie lors de la première étape est traitée. Les catalyseurs d'hydrocraquage sont du type bifonctionnel : ils associent une fonction acide à une fonction hydro-déshydrogénante. La fonction acide est apportée par des supports poreux dont les surfaces varient généralement de 150 à 800 m 2 .g -1 et présentant une acidité superficielle, telles que les alumines halogénées (chlorées ou fluorées notamment), les combinaisons d'oxydes de bore et d'aluminium, les aluminosilicates mésoporeux amorphes ou cristallisés et les zéolithes dispersées dans un liant oxyde. La fonction hydro-déshydrogénante est apportée par la présence d'une phase active à base d'au moins un métal du groupe VIB et éventuellement au moins un métal du groupe VIII du tableau périodique des éléments. Les formulations les plus courantes sont de type nickel-molybdène (NiMo) et nickel-tungstène (NiW) et plus rarement de type cobalt-molybdène (CoMo). Les teneurs en métaux sont généralement telles que décrites pour les catalyseurs d’hydrotraitement. Les catalyseurs d’hydrocraquage peuvent également contenir du phosphore et/ou un composé organique contenant de l'oxygène et/ou de l'azote et/ou du soufre dans des teneurs telles que décrites pour les catalyseurs d’hydrotraitement. Hydroconversion Le terme « hydroconversion » fait référence à un procédé dont le but principal est de réduire la plage de point d’ébullition d’une charge comportant au moins 50% d’une fraction lourde d’hydrocarbures ayant une température d’ébullition d’au moins 300°C, voire d’au moins 450°C, et dans lequel une partie substantielle de la charge est convertie en des produits dotés de plages de point d’ébullition plus basses que celles de la charge d’origine. L’hydroconversion implique généralement la fragmentation de molécules d’hydrocarbures plus grandes en fragments moléculaires plus petits possédant un nombre d’atomes de carbone plus petit et un rapport hydrogène sur carbone plus élevé. La charge mise en œuvre dans un procédé d'hydroconversion est généralement une fraction lourde d’hydrocarbures contenant une partie d'au moins 50% poids ayant une température d'ébullition d'au moins 300°C, de préférence d’au moins 350°C, et de manière encore plus préférée d'au moins 375°C. Avantageusement, la fraction lourde d’hydrocarbures de la charge est constituée d’un ou plusieurs résidus sous-vides. Les résidus sous-vides peuvent venir directement du pétrole brut, soit d’autres unités de raffinage, telles que, entre autres, l’hydrotraitement de résidus, l’hydrocraquage de résidus, et la viscoréduction de résidus. De préférence, les résidus sous-vides sont des résidus sous-vides issus de la colonne de la distillation sous-vide du fractionnement primaire du pétrole brut (dit « straight run, » ou « SR » de manière abrégée, selon la terminologie anglo-saxonne). La fraction lourde d’hydrocarbures de la charge peut aussi être constituée de coupes aromatiques extraites d’une unité de production de lubrifiants, d’huiles désasphaltées issues d'une unité de désasphaltage (raffinats de l’unité de désasphaltage), d’asphaltes issus d'une unité de désasphaltage (résidus de l’unité de désasphaltage). La fraction lourde d’hydrocarbures de la charge peut aussi être constituée d’une huile de décantation ou une huile de recyclage (qui possède typiquement une plage d’ébullition de 360°C à 550°C), par exemple un effluent de craquage catalytique en lit fluidisé FCC comme une huile lourde de recyclage (HCO pour Heavy cycle Oil en anglais) ou une huile en forme de boue dite « slurry » (SLO pour Slurry Oil en anglais). La fraction lourde d’hydrocarbures comprend, et peut être constituée de, au moins l’une des charges suivantes, seules ou en mélange : un pétrole brut, un pétrole brut étêté, un résidu atmosphérique ou un résidu sous-vide issu de la distillation atmosphérique ou sous-vide d’un pétrole brut (de préférence issu du fractionnement primaire du pétrole brut), un résidu atmosphérique ou un résidu sous-vide issu de la distillation atmosphérique ou sous-vide obtenu lors d’un procédé de liquéfaction directe du charbon, et de préférence est un résidu sous vide issu de la distillation sous vide d’un pétrole brut (de préférence issu du fractionnement primaire du pétrole brut). Un procédé d’hydroconversion particulièrement adapté pour introduire l’huile de pyrolyse partiellement hydrotraitée selon le procédé selon l’invention est un procédé d’hydroconversion d’une charge résidu sous vide. Les procédés d'hydroconversion sont généralement effectués à une température moyenne comprise entre 340 et 550°C, plus préférentiellement comprise entre 350 et 500°C ,d'une manière préférée comprise entre 360 et 450°C, sous une pression comprise entre 2 et 38 MPa, plus préférentiellement entre 5 et 25 MPa, et de manière encore plus préférée, entre 6 et 20 MPa, la vitesse volumique horaire de la charge par rapport au volume de chaque catalyseur (VVH) est avantageusement comprise entre 0,05 et 10 h -1 , de préférence entre 0,1 et 5 h -1 , de manière encore plus préférée comprise entre 0,15 et 2 h -1 , et de manière encore plus préférée comprise entre 0,15 et 1 h - 1, et une couverture en hydrogène comprise entre 50 et 5000 Nm 3 d’hydrogène par m 3 de charge, de préférence entre 100 et 2000 Nm 3 , et de manière très préférée entre 200 et 1000 Nm 3 . Les définitions de la température moyenne (WABT), de la VVH et de la couverture en hydrogène correspondent à celles décrites ci-dessus. La section d’hydroconversion peut comprendre un ou plusieurs réacteurs à lit bouillonnant ou hybride (lit bouillonnant et lit entraîné), contenant au moins un catalyseur supporté d'hydroconversion, les réacteurs pouvant être disposés en série et/ou en parallèle, comme utilisés pour le procédé H-Oil®, tel que décrit, par exemple, dans les brevets US4521295 ou US4495060 ou US4457831 ou US4354852, dans l’article Aiche, Mars 19-23, 1995, Houston, Texas, article numéro 46d, "Second generation ebullated bed technology", ou dans le chapitre 3.5 "Hydroprocessing and Hydroconversion of Residue Fractions" de l’ouvrage "Catalysis by Transition Metal Sulphides", Éditions Technip, 2013. La section d’hydroconversion peut également comprendre un ou plusieurs réacteurs à lit entraîné, également appelés réacteurs « slurry » (réacteurs à trois phases – liquide, gaz, solide - dans lesquels les phases solide et liquide peuvent se comporter comme une phase homogène) ou des réacteurs à lit mobile (réacteurs à trois phases avec mouvement descendant du catalyseur solide et écoulement ascendant ou descendant de liquide et de gaz) ou encore des réacteurs à lit fixe (réacteurs à trois phases avec ruissellement descendant de charge liquide sur un lit fixe de catalyseur supporté avec de l’hydrogène s’écoulant typiquement simultanément avec le liquide, mais possiblement à contre-courant dans certains cas). Le catalyseur d'hydroconversion comprend généralement un support alumine et au moins un métal du groupe VIII choisi parmi le nickel et le cobalt, de préférence le nickel, et au moins un métal du groupe VIB choisi parmi le molybdène et le tungstène, de préférence le molybdène. De préférence, le catalyseur d'hydroconversion comprend le nickel en tant qu'élément du groupe VIII et le molybdène en tant qu'élément du groupe VIB. Les teneurs en métaux sont généralement telles que décrites pour les catalyseurs d’hydrotraitement. Les catalyseurs d’hydroconversion peuvent également contenir du phosphore et/ou un composé organique contenant de l'oxygène et/ou de l'azote et/ou du soufre dans des teneurs telles que décrites pour les catalyseurs d’hydrotraitement. Méthodes d’analyse utilisées Les méthodes d’analyses et/ou normes utilisées pour déterminer les caractéristiques des différents flux en particulier de la charge à traiter et des effluents, sont connues de l’Homme du métier. Elles sont en particulier listées ci-dessous à titre de renseignements dans le tableau 1. D’autres méthodes réputées équivalentes peuvent aussi être utilisées, notamment des méthodes équivalentes IP, EN ou ISO : Description Méthodes Masse volumique @15°C ASTM D4052 Teneur en Soufre ISO 20846 Teneur en Azote ASTM D4629 Indice d’acide ASTM D664 Indice de Brome ASTM D1159 Indice d’anhydride Maléique (MAV) Méthode MAV (1) Teneur en Oxygénés Combustion + Infra-rouge Teneur en Paraffines UOP990-11 Teneur en Naphtènes et Oléfines UOP990-11 Teneur en Aromatiques UOP990-11 Teneur en Halogènes ASTM D7359 Teneur en Chlore ASTM D7536 Teneur en Métaux : ASTM D5185 P Fe Si Na B Distillation simulée ASTM D2887 (1) Méthode MAV décrite dans l’article : C. López-García et al., Near Infrared Monitoring of Low Conjugated Diolefins Content in Hydrotreated FCC Gasoline Streams, Oil & Gas Science and Technology – Rev. IFP, Vol. 62 (2007), No. 1, pp. 57-68 LISTE DES FIGURES La mention des éléments référencés dans les Figures 1 à 2 permet une meilleure compréhension de l’invention, sans que celle-ci ne se limite aux modes de réalisation particuliers illustrés dans les Figures 1 à 2. Les différents modes de réalisation présentés peuvent être utilisés seul ou en combinaison les uns avec les autres, sans limitation de combinaison. [Fig 1] La représente le schéma d’un mode de réalisation général du procédé de la présente invention, comprenant : - une étape a) hydrotraitement d’une huile de pyrolyse 1 en présence d’un gaz riche en hydrogène 2 et éventuellement d’une amine apportée par le flux 3 et éventuellement d’un agent sulfurant par le flux 4 ; -une étape b) de séparation/lavage alimentée par l’effluent 5 partiellement hydrotraité issu de l’étape a) d’hydrotraitement et en présence d’une solution aqueuse 6 pour obtenir au moins un effluent gazeux 7, un effluent aqueux 8 et un effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité 9, dont une partie 9a peut être recyclée dans l’étape a) ; - une étape c) de craquage catalytique en lit fluidisé ou d’hydroraffinage d’une charge pétrolière et/ou d’une charge issue de la conversion de la biomasse 10 dans laquelle au moins une partie et de préférence la totalité de l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issue de l’étape b) 9 est introduit en tant que co-charge, ledit effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issue de l’étape b) 9 étant introduit sans subir une autre étape d’hydrotraitement effectuée à température et/ou pression plus élevées au préalable, de manière à augmenter le rendement du ou des produits 11 (notamment propylène dans le cas du FCC) issus de l’étape c). [Fig 2] La représente le schéma d’un mode de réalisation particulier du procédé de la présente invention qui se base sur le schéma de la . Ce schéma montre l’intégration du procédé selon l’invention dans une raffinerie existante comprenant un hydrotraitement d’un gazole sous vide, suivi d’une séparation du gazole sous vide hydrotraité puis son introduction dans un FCC afin de produire entre autres de l’essence et des oléfines. L’étape a) d’hydrotraitement et l’étape b) de séparation/lavage sont effectuées telles que décrites dans la . Un gazole sous vide 12 est introduit dans une unité d’hydrotraitement 13 en présence d’hydrogène frais 14 pressurisé par un compresseur 15 afin d’atteindre la pression requise. Le compresseur 15 est également alimenté, éventuellement après une étape de purification (non représentée), par l’effluent gazeux 7 issu de l’étape de séparation b) du procédé selon l’invention qui contient essentiellement de l’hydrogène. Le flux comprenant de l’hydrogène 2 alimentant l’étape a) d’hydrotraitement de l’huile de pyrolyse du procédé selon l’invention peut provenir du compresseur 15. Ceci permet d’utiliser un seul compresseur d’hydrogène. L’effluent hydrotraitée 16 est ensuite soumise à une séparation 17 permettant de récupérer au moins une coupe légère 18 (gaz et naphta), une coupe moyenne 19 (gazole) et une coupe gazole sous vide hydrotraitée 10. La coupe gazole sous vide hydrotraitée 10 est ensuite introduite dans l’unité de craquage catalytique de l’étape c), en mélange avec l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité 9 issue de l’étape b). Seules les principales étapes, avec les flux principaux, sont représentées sur les Figures 1 et 2, afin de permettre une meilleure compréhension de l’invention. Il est bien entendu que tous les équipements nécessaires au fonctionnement sont présents (ballons, pompes, échangeurs, fours, colonnes, etc.), même si non représentés. Il est également entendu que des flux de gaz riche en hydrogène (appoint ou recycle), comme décrit ci-dessus, peuvent être injectés en entrée de chaque réacteur ou lit catalytique ou entre deux réacteurs ou deux lits catalytiques. EXEMPLES La charge de pyrolyse traitée dans le procédé est une huile de pyrolyse de plastiques (c’est-à-dire comprenant 100% poids de ladite huile de pyrolyse de plastiques) présentant les caractéristiques indiquées dans le tableau 2. Tableau 2 : caractéristiques de la charge de pyrolyse Description Méthodes Unité Charge Masse volumique @15°C ASTM D4052 g/cm 3 0,820 Teneur en Soufre ISO 20846 ppm poids 320 Teneur en Azote ASTM D4629 ppm poids 730 Indice d’acide ASTM D664 mg KOH/g 1,5 Indice de Brome ASTM D1159 g/100g 80 Indice d’anhydride Maléique Méthode MAV mg/100g 10 Teneur en Oxygénés Combustion + Infra-rouge % poids 1,0 Teneur en Paraffines UOP990-11 % poids 45 Teneur en Naphthènes UOP990-11 % poids 20 Teneur en Oléfines UOP990-11 % poids 25 Teneur en Aromatiques UOP990-11 % poids 10 Teneur en Halogènes ASTM D7359 ppm poids 97 Teneur en Chlore ASTM D7536 ppm poids 95 Teneur en Métaux : ASTM D5185 P ppm poids 10 Fe ppm poids 25 Si ppm poids 45 Na ppm poids 2 B ppm poids 2 Distillation simulée ASTM D2887 0% °C 40 10% °C 98 30% °C 161 50% °C 232 70% °C 309 90% °C 394 100% °C 432 La charge de pyrolyse est soumise à une étape a) d’hydrotraitement réalisée dans un réacteur en lit fixe et en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydrotraitement de type NiMo sur Alumine dans des conditions opératoires différentes et indiquées dans le tableau 3. Tableau 3 : conditions de l’étape a) d’hydrotraitement Exemple 1 (non-conforme) Exemple 2 (conforme) Exemple 3 (conforme) Température moyenne °C 230 140 140 Pression Partielle d’Hydrogène MPa abs 3 3 2 H 2 /HC (Couverture volumique d’hydrogène par rapport au volume de charge) Nm 3 /m 3 5 5 5 VVH (débit volumique de charge/volume de catalyseurs) h -1 0,5 0,5 0,35 A l’issue de l’étape a) d’hydrogénation, les taux de conversion (= (concentration initiale -concentration finale) / concentration initiale) observés en chlore, dioléfines et oléfines sont indiqués dans le tableau 4. Tableau 4 : conversions des espèces lors de l’étape a) d’hydrotraitement Exemple 1 (non -conforme) Exemple 2 (conforme) Exemple 3 (conforme) Taux de conversion du chlore % 90 82 75 Taux de conversion des dioléfines % 60 21 12 Taux de conversion des oléfines % 18 0 0 Consommation H 2 % poids par rapport au poids de la charge fraiche 0,18 0,01 0,01 L’effluent issu de l’étape a) d’hydrotraitement est soumis à une étape b) de séparation : un flux d’eau est injecté dans l’effluent issu de l’étape a) d’hydrotraitement ; le mélange est ensuite traité dans une colonne de lavage des gaz acides et des ballons séparateurs. Les rendements des différentes fractions obtenues après séparation sont indiqués dans le tableau 5 (les rendements correspondent aux rapports des quantités massiques des différents produits obtenus par rapport à la masse de charge en amont de l’étape a), exprimés en pourcentage et notés % m/m). Tableau 5 : rendements des différents produits obtenus après séparation Fraction gaz (NH 3 + H 2 S + H2O + C1-C4) % m/m 2,42 Fraction liquide % m/m 99,31 Les caractéristiques de la fraction liquide obtenue après l’étape b) de séparation sont présentés tableau 6 : Tableau 6 : caractéristiques de fraction liquide Description Méthodes Unité Exemple 1 (non -conforme) Exemple 2 (conforme) Exemple 3 (conforme) Teneur en Soufre ISO 20846 ppm poids 250 279 286 Teneur en Azote ASTM D4629 ppm poids 725 730 730 Indice de Brome ASTM D1159 g/100g 76,1 80 80 Indice d’anhydride Maléique Méthode MAV (1) mg/100g 4 7,9 8,8 Teneur en Chlore ASTM D7536 ppm poids 10 17 24 Distillation simulée ASTM D2887 0% °C 60 65 63 10% °C 98 99 98 30% °C 161 162 160 50% °C 232 231 231 70% °C 309 308 309 90% °C 394 393 394 100% °C 432 434 433 L’effluent de l’étape b) est ensuite mélangé avec une charge pétrolière pour FCC ayant une teneur en chlore de 1 ppm poids dans une proportion massique 10% huile/90% charge pétrolière. On obtient un mélange qui contient moins de 5 ppm poids de chlore (pour tous les exemples) qui est introduit dans une unité de craquage catalytique en lit fluidisé sans craindre des problèmes de corrosion liés à la teneur en chlore. Cependant, dans les cas des exemples 2 et 3 selon l’invention, les oléfines et les dioléfines, sont préservées ce qui est avantageux car ce sont des composés valorisables dans le FCC pour la production de propylène. De plus, on utilise moins d’énergie selon le procédé selon l’invention (températures de l’étape a)) et moins d’hydrogène (consommation H 2 ). L’exemple 3, effectué dans des conditions de températures et de pression très douces, montre qu’on peut obtenir une huile suffisamment débarrassée du chlore tout en préservant au maximum les oléfines et les dioléfines et tout en utilisant moins de pression (et donc moins d’énergie) que dans l’exemple 2. Procédé de traitement d’une charge dite de pyrolyse, comprenant une huile de pyrolyse de plastiques et/ou de pneus et/ou de combustibles solides de récupération comprenant des composés halogénés, ledit procédé comprenant : a) une étape d’hydrotraitement mise en œuvre dans une section réactionnelle d’hydrotraitement comprenant au moins un catalyseur d’hydrotraitement, ladite section réactionnelle d’hydrotraitement étant alimentée au moins par la charge de pyrolyse et un flux gazeux comprenant de l’hydrogène, ladite section réactionnelle d’hydrotraitement étant mise en œuvre à une température moyenne entre 100 et 220°C, une pression partielle d’hydrogène entre 1,0 et 3,0 MPa abs. et une vitesse volumique horaire entre 0,05 et 5 h -1 , la couverture en hydrogène étant comprise entre 5 et 50 Nm 3 d’hydrogène par m 3 de charge de pyrolyse, pour obtenir un effluent partiellement hydrotraité ayant des composés hydrocarbonés présentant une teneur en halogène réduite, b) une étape de séparation, alimentée par l’effluent partiellement hydrotraité issu de l’étape a) et une solution aqueuse pour obtenir au moins un effluent gazeux, un effluent aqueux et un effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité, c) une étape de craquage catalytique en lit fluidisé ou d’hydroraffinage d’une charge pétrolière et/ou d’une charge issue de la conversion de la biomasse dans laquelle au moins une partie de l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) est introduite en tant que co-charge, ledit effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) étant introduit sans subir au préalable une autre étape d’hydrotraitement effectuée à température et/ou pression plus élevées que la température et/ou pression de l’étape a), ledit mélange de ladite charge pétrolière et/ou de ladite charge issue de la conversion de la biomasse et de l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) ayant une teneur en halogènes inférieure ou égale à 10 ppm poids. Procédé selon la revendication précédente, dans lequel le ratio massique entre le débit de l’effluent hydrocarboné partiellement hydrotraité issu de l’étape b) et le débit de charge pétrolière et/ou de charge issue de la conversion de la biomasse introduit dans l’étape c) est inférieur à 1. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel la charge de pyrolyse est constituée d’une huile de pyrolyse de plastiques et/ou de pneus et ou de combustibles solides de récupération. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel la teneur en composés halogénés de ladite charge de pyrolyse est comprise entre 1 et 5000 ppm poids. Procédé selon l’une des revendications précédentes dans lequel un flux contenant un composé azoté et/ou un composé soufré est injecté en amont de l’étape a). Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel ledit catalyseur d’hydrotraitement de l’étape a) comprend un support choisi parmi l’alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie, les argiles et leurs mélanges et une fonction hydro-déshydrogénante comprenant soit au moins un élément du groupe VIII et au moins un élément du groupe VIB, soit au moins un élément du groupe VIII. Procédé selon l’une des revendications précédentes, comprenant au moins une étape a0) de prétraitement de la charge comprenant une huile de pyrolyse de plastiques et/ou de pneus et/ou de CSR, ladite étape de prétraitement étant mise en œuvre en amont de l’étape a) et comprend une étape d’adsorption et/ou une étape de filtration et/ou une étape de centrifugation et/ou une étape de décantation et/ou une étape de séparation électrostatique et/ou une étape d’un lavage à l’aide d’une solution aqueuse et/ou une étape de stripage gazeux. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel la charge pétrolière est choisie parmi les essences, les gazoles, les gazoles sous vide, les résidus atmosphériques, les résidus sous vide, les distillats atmosphériques, les distillats sous vide, des fuels lourds, les huiles, les cires et les paraffines, les huiles usagées, les résidus ou les bruts désasphaltés, les charges pétrolières provenant des procédés de conversions thermiques ou catalytiques, ou des mélanges de telles charges. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel la charge issue de la biomasse est choisie parmi les huiles végétales, les huiles d'algues ou algales, les huiles de poissons, les huiles alimentaires usagées, et les graisses d'origine végétale ou animale; les esters méthyliques d’acides gras d’origine végétale et/ou animale, les esters méthyliques d’acides gras d’huiles végétales alimentaires usagées, les charges provenant des procédés de conversions thermiques ou catalytiques de biomasse, ou des mélanges de telles charges. Procédé selon l’une des revendications précédentes dans lequel la section réactionnelle de l’étape a) met en œuvre aux moins deux réacteurs fonctionnant en mode permutable. Procédé selon l’une des revendications précédentes dans lequel l’étape c) de craquage catalytique en lit fluidisé est mise en œuvre dans une section réactionnelle de craquage catalytique en lit fluidisé dans un réacteur sensiblement vertical soit en mode ascendant soit en mode descendant en présence d’un catalyseur de zéolite à une température de réacteur comprise entre 450°C et 600°C avec un temps de contact dans le réacteur inférieur à 1 minute. Procédé selon l’une des revendications 1 à 10, dans lequel l’étape c) d’hydroraffinage est une étape d’hydrotraitement mise en œuvre dans une section réactionnelle d’hydrotraitement comprenant au moins un catalyseur d’hydrotraitement, ladite section réactionnelle d’hydrotraitement étant alimentée par un flux gazeux comprenant de l’hydrogène, ladite section réactionnelle d’hydrotraitement étant mise en œuvre à une température moyenne entre 180 et 480°C, une pression partielle d’hydrogène entre 0,5 et 25 MPa abs., une vitesse volumique horaire entre 0,1 et 20 h -1 , et une couverture en hydrogène comprise entre 50 et 5000 Nm 3 d’hydrogène par m 3 de charge. Procédé selon l’une des revendications 1 à 10, dans lequel l’étape c) d’hydroraffinage est une étape d’hydrocraquage mise en œuvre dans une section réactionnelle d’hydrocraquage comprenant au moins un catalyseur d'hydrocraquage, ladite section réactionnelle d’hydrocraquage étant alimentée par un flux gazeux comprenant de l’hydrogène, ladite section réactionnelle d’hydrocraquage ment étant mise en œuvre à une température moyenne entre 250 et 480°C, une pression partielle d’hydrogène entre 2 et 25 MPa abs., une vitesse volumique horaire entre 0,5 et 40 h -1 , et une couverture en hydrogène comprise entre 80 et 5000 Nm 3 d’hydrogène par m 3 de charge. Procédé selon l’une des revendications 1 à 10, dans lequel l’étape c) d’hydroraffinage est une étape d’hydroconversion mise en œuvre dans une section réactionnelle d’hydroconversion comprenant au moins un catalyseur d’hydroconversion, ladite section réactionnelle d’hydroconversion étant alimentée par un flux gazeux comprenant de l’hydrogène, ladite section réactionnelle d’hydroconversion étant mise en œuvre à une température moyenne entre 340 et 550°C, une pression partielle d’hydrogène entre 2 et 38 MPa abs., une vitesse volumique horaire entre 0,05 et 10 h -1 , et une couverture en hydrogène comprise entre 50 et 5000 Nm 3 d’hydrogène par m 3 de charge.